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Lunes 16 de octubre de 2017 DIARIO OFICIAL (Segunda Sección)

SEGUNDA SECCION

PODER EJECUTIVO

SECRETARIA DE ENERGIA

ACUERDO por el que se emite el Manual de Costos de Oportunidad.

Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Secretaría de Energía.

PEDRO JOAQUÍN COLDWELL, Secretario de Energía, con fundamento en el Tercero Transitorio de la

Ley de la Industria Eléctrica y en los artículos 33, fracción XXVI, de la Ley Orgánica de la Administración

Pública Federal y 4 del Reglamento Interior de la Secretaría de Energía

CONSIDERANDO

Que de conformidad con el artículo 25, párrafo cuarto, de la Constitución Política de los Estados Unidos

Mexicanos, el sector público tendrá a su cargo, de manera exclusiva, las áreas estratégicas que se señalan en

el artículo 28, párrafo cuarto, de la Constitución;

Que el artículo 27, párrafo sexto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos establece

que corresponde exclusivamente a la Nación la planeación y el control del Sistema Eléctrico Nacional, así

como el servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica, y que en estas actividades no se

otorgarán concesiones, sin perjuicio de que el Estado pueda celebrar contratos con particulares en los

términos que establezcan las leyes, mismas que determinarán la forma en que los particulares podrán

participar en las demás actividades de la industria eléctrica;

Que el artículo 3, fracción XXXVIII, de la Ley de la Industria Eléctrica establece que las Reglas del

Mercado que rigen al Mercado Eléctrico Mayorista se integran por las Bases del Mercado Eléctrico y por las

Disposiciones Operativas del Mercado, formando parte de dichas Disposiciones Operativas los Manuales de

Prácticas del Mercado, los cuales tienen por objeto desarrollar con mayor detalle los elementos de las Bases

del Mercado Eléctrico;

Que el Transitorio Tercero, tercer párrafo, de la Ley de la Industria Eléctrica establece que, por única

ocasión, la Secretaría de Energía emitirá las primeras Reglas del Mercado Eléctrico, y que dichas Reglas

incluirán las Bases del Mercado Eléctrico y las Disposiciones Operativas del Mercado que la referida

Secretaría determine;

Que el 8 de septiembre de 2015 se publicaron en el Diario Oficial de la Federación las Bases del Mercado

Eléctrico, mismas que definen las reglas y procedimientos que deberán llevar a cabo los Participantes del

Mercado y las autoridades para mantener una adecuada administración, operación y planeación del Mercado

Eléctrico Mayorista;

Que el Manual de Costos de Oportunidad desarrollará con mayor detalle el contenido de las Bases 6.4 y

6.5 de las Bases del Mercado Eléctrico respecto a los principios de cálculo, instrucciones, reglas, directrices,

ejemplos y los procedimientos que deberán observar los Participantes del Mercado y el Centro Nacional de

Control de Energía para la determinación de los Costos de Oportunidad relacionados con los Recursos de

Energía Limitada, y

Que dicho Manual se considera un acto administrativo de carácter general que debe publicarse en el

Diario Oficial de la Federación, a fin de que produzca efectos jurídicos, por lo que he tenido a bien emitir el

siguiente

ACUERDO

ARTÍCULO ÚNICO.- La Secretaría de Energía emite el Manual de Costos de Oportunidad.

TRANSITORIO

ÚNICO. El presente Acuerdo entrará en vigor el día de su publicación en el Diario Oficial de la Federación,

sin menoscabo de lo previsto en las Disposiciones Transitorias del Manual de Costos de Oportunidad.

Ciudad de México, a 28 de septiembre de 2017.- El Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell.-

Rúbrica.

(Segunda Sección) DIARIO OFICIAL Lunes 16 de octubre de 2017

Manual de Costos de Oportunidad

CONTENIDO

Capítulo 1 Introducción

1.1 Propósito de los Manuales de Prácticas de Mercado

1.2 Propósito y contenido de este Manual

1.3 Términos definidos

1.4 Reglas de interpretación

Capítulo 2 Recursos de Energía Limitada

2.1 Disposiciones Generales

2.2 Unidades de central hidroeléctrica

2.3 Unidades de central térmica con límites de producción

2.4 Equipos de Almacenamiento de Energía

2.5 Recursos de Demanda Controlable Garantizada con límites para la energía interrumpida

Capítulo 3 Planeación Operativa de Mediano Plazo


3.2 Coordinación Hidrotérmica Multimensual Determinista

3.3 Coordinación Hidrotérmica Multimensual Estocástica

3.4 Reportes

Capítulo 4 Planeación Operativa de Corto Plazo


4.2 Asignación de Unidades de Central Eléctrica de Horizonte Extendido

4.3 Reportes

Capítulo 5 Costos de Oportunidad


5.2 Costos de Oportunidad a 36 meses

5.3 Costos de Oportunidad a 7 días

5.4 Mercado del Día en Adelanto

5.5 Mercado de Tiempo Real

Capítulo 6 Publicación de la información


6.2 Publicación de los Precios Sombra

6.3 Estructura de la Información

Capítulo 7 Disposiciones transitorias

7.1 Disposiciones transitorias

Capítulo 1

Introducción

1.1 Propósito de los Manuales de Prácticas de Mercado

1.1.1 Las Reglas del Mercado que rigen al Mercado Eléctrico Mayorista se integran por las Bases del

Mercado Eléctrico y las Disposiciones Operativas del Mercado.

1.1.2 Los Manuales de Prácticas de Mercado forman parte de las Disposiciones Operativas del Mercado

y tienen por objeto desarrollar a detalle los elementos de las Bases del Mercado Eléctrico y

establecer los procedimientos, reglas, instrucciones, principios de cálculo, directrices y ejemplos a

seguir para la administración, operación y planeación del Mercado Eléctrico Mayorista.


1.2 Propósito y contenido de este Manual

1.2.1 El presente Manual de Costos de Oportunidad es el Manual de Prácticas de Mercado que tiene

como propósito establecer los principios de cálculo, instrucciones, reglas, directrices, ejemplos y

los procedimientos que deberán observar los Participantes del Mercado y el CENACE para la

determinación de los Costos de Oportunidad relacionados con los Recursos de Energía Limitada.

1.2.2 Este Manual desarrolla el contenido de las Bases 6.4 y 6.5 de las Bases del Mercado Eléctrico, y

comprende los siguientes temas:

(a) El capítulo 1 describe el propósito y contenido del presente Manual y establece el

significado de los términos definidos y las reglas para su interpretación.

(b) El capítulo 2 clasifica los Recursos de Energía Limitada a los que el CENACE les calculará

su Costo de Oportunidad y describe sus características.

(c) El capítulo 3 describe las directrices para llevar a cabo la Planeación Operativa de Mediano

Plazo, los insumos requeridos y los resultados de la misma.

(d) El capítulo 4 describe las directrices para llevar a cabo la Planeación Operativa de Corto

Plazo, los insumos requeridos y los resultados de la misma.

(e) El capítulo 5 desarrolla el concepto de Costos de Oportunidad, la forma de obtener los

Costos de Oportunidad y las ofertas correspondientes en el Mercado de Energía de Corto

Plazo.

(f) El capítulo 6 describe las reglas para la publicación de los Precios Sombra y los modelos

para su cálculo.

(g) El capítulo 7 contiene las disposiciones transitorias del presente Manual.

1.3 Términos definidos

Para efectos del presente Manual, además de las definiciones del artículo 3 de la Ley de la Industria

Eléctrica, del artículo 2 de su Reglamento y de las Bases del Mercado Eléctrico, se entenderá por:

1.3.1 Asignación de Unidades de Central Eléctrica de Horizonte Extendido: es el proceso de

asignación de Unidades de Central Eléctrica que requieren notificación con anterioridad a los

plazos que corresponden al Mercado del Día en Adelanto, por virtud del cual el CENACE emite

instrucciones de arranque y paro e identifica las unidades que conviene mantener en operación en

un periodo que rebasa el Día de Operación, de conformidad con el Manual de Mercado de Energía

de Corto Plazo.

1.3.2 AU-CHT: modelo de asignación de unidades y coordinación hidrotérmica utilizado en el proceso de

Asignación de Unidades de Central Eléctrica de Horizonte Extendido; es una herramienta de

planeación semanal de la producción que permite acoplar las políticas de operación de mediano

plazo para los embalses principales con la operación diaria de los mismos, determinando la

cantidad de energía diaria que conviene generar con las unidades de central hidroeléctrica en

estos embalses; asimismo, puede calcular el Costo de Oportunidad de la energía generada por

estas unidades.

1.3.3 AU-MDA: modelo de optimización utilizado en la asignación y despacho de Unidades de Central

Eléctrica en el Mercado del Día en Adelanto; con esta herramienta se decide el programa horario

de arranques, paros, cambios de configuración, potencias de generación y asignación de los

Servicios Conexos, para lo cual, el modelo considera las Ofertas de los Participantes del Mercado;

además, determina los Precios Marginales Locales de la energía y los precios de los Servicios

Conexos por zona de reserva.

1.3.4 AU-TR: modelo de optimización utilizado en la Asignación de Unidades de Central Eléctrica en

Tiempo Real; con esta herramienta se decide para un periodo de dos horas, cambios con detalle

de quince minutos al programa existente de arranques, paros y cambios de configuración;

considerando las limitaciones impuestas por los tiempos de notificación y la necesidad de evitar

que se incurra en costos adicionales o en la imposibilidad de aplicar el programa existente más allá

del horizonte de dos horas.

1.3.5 CENAGAS: Centro Nacional de Control del Gas Natural.

1.3.6 CONAGUA: Comisión Nacional del Agua.

1.3.7 Coordinación Hidrotérmica Multimensual Determinista: modelo utilizado en la Planeación

Operativa de Mediano Plazo donde las variables de entrada producen invariablemente los mismos

resultados y cuyo objetivo es maximizar el Excedente Económico Total, que contemple un

horizonte de tiempo de 36 meses dividido en periodos mensuales.


1.3.8 Coordinación Hidrotérmica Multimensual Estocástica: modelo utilizado en la Planeación

Operativa de Mediano Plazo donde el resultado de las variables de entrada es intrínsecamente no

determinista, es decir, que involucra la aleatoriedad en el desarrollo de los futuros estados del

sistema. El objetivo es determinar una estrategia de utilización de los medios de almacenamiento

de energéticos que maximice el valor esperado del Excedente Económico Total, contemplando un

horizonte de tiempo de 36 meses dividido en periodos mensuales.

1.3.9 Costo de Oportunidad: se determina mediante la suma de los costos variables y el Precio

Sombra relacionado con la restricción de energía limitada.

1.3.10 Cuenca: subconjunto de Embalses acoplados entre sí a través de una Vía de Red Hidráulica.

1.3.11 Embalse: depósito artificial de agua construido generalmente obturando la boca de un valle

mediante un dique o una presa (cortina) que retiene las aguas de un río o de la lluvia cerrando total

o parcialmente su cauce. Dichas aguas se utilizan para la producción de energía eléctrica, para

abastecer de agua potable a poblaciones cercanas, para navegación o para la irrigación de

terrenos.

1.3.12 Enlace de Interconexión: línea de transmisión que interconecta al Sistema Eléctrico Nacional con

los sistemas eléctricos vecinos ya sea en forma síncrona o asíncrona, o líneas de transmisión que

interconectan al Sistema Eléctrico Nacional a Unidades de Central Eléctrica o Centros de Carga en

el extranjero que se encuentran aislados de otro sistema eléctrico conforme se define en el Manual

de Importación y Exportación.

1.3.13 Equipo de Almacenamiento de Energía: sistema capaz de almacenar una cantidad específica de

energía para liberarla cuando se requiera en forma de energía eléctrica, el cual será registrado

bajo la figura de Central Eléctrica. Entre estos sistemas se incluyen, entre otros, las centrales de

re-bombeo, las centrales que operan con base en aire comprimido almacenado en cavernas o en

algún otro medio, las baterías electroquímicas y las centrales que operan con base en el

almacenamiento de hidrógeno o gas sintético que se produce a partir de hidrólisis del agua,

utilizando la energía excedente de fuentes renovables de energía.

1.3.14 Excedente Económico Total: el valor del producto suministrado menos el costo total de

producción, donde se establece que el valor del producto suministrado se determina por las ofertas

de compra, mientras que el costo de producción se determina por las ofertas de venta.

1.3.15 Extracción Regulada para Generación: uso del volumen de agua almacenada en los Embalses

con limitaciones establecidas por una autoridad competente, que definen un programa de

generación fijo no despachable por el CENACE.

1.3.16 Gasto: es la cantidad de volumen de un fluido que circula por algún conducto (tubería, turbina, río

o canal) por unidad de tiempo, también conocido como caudal de una corriente. Normalmente se

identifica con el flujo volumétrico o volumen que pasa por un área dada en la unidad de tiempo y

se mide en metros cúbicos por segundo.

1.3.17 Manual: el Manual de Costos de Oportunidad.

1.3.18 Metros sobre el nivel del mar o m s. n. m.: unidad utilizada para medir la altitud respecto al nivel

del mar.

1.3.19 Oferta Basada en Costo de Oportunidad: la oferta en cantidad, ubicación y precio que hacen los

Participantes del Mercado representantes de Recursos de Energía Limitada en términos de

energía neta en el Mercado de Energía de Corto Plazo con base en el Costo de Oportunidad.

1.3.20 PEMEX: Petróleos Mexicanos.

1.3.21 Parámetros de Referencia: parámetros de Unidades de Central Eléctrica y Centros de Carga

registrados por los Participantes del Mercado, o en su defecto, los parámetros estimados por el

CENACE con base en la tecnología de la Unidad de Central Eléctrica o del tipo de Centro de

Carga.

1.3.22 Plan Nacional Hídrico: documento publicado por la CONAGUA, en el cual se definen las obras de

infraestructura que el país deberá desarrollar para mitigar los riesgos provocados por fenómenos

hidrometeorológicos y cuyo objetivo es lograr la seguridad y sustentabilidad hídrica del país.

1.3.23 Planeación Operativa: proceso mediante el cual, el CENACE determina la operación de los

Recursos de Energía Limitada considerando sus limitaciones en un determinado periodo de

tiempo.


1.3.24 Planeación Operativa de Corto Plazo: proceso que corresponde a un horizonte de hasta 7 días,

cumpliendo con las condiciones de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y

sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.

1.3.25 Planeación Operativa de Mediano Plazo: proceso que corresponde a un horizonte de un mes

hasta tres años en adelante, cumpliendo con las condiciones de eficiencia, Calidad, Confiabilidad,

Continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.

1.3.26 Política de Operación del Sistema Hidráulico: se refiere a los procedimientos y medidas que

establece el CENACE referentes a las metas de nivel de agua almacenada al final de cada mes del

periodo de Planeación Operativa o a las metas al volumen turbinado sobre cada Vía de Red

Hidráulica para cada Embalse del Sistema Hidráulico.

1.3.27 Precio Sombra: valor que corresponde a la sensibilidad de la función objetivo respecto al

relajamiento de la restricción.

1.3.28 PRODESEN: Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional.

1.3.29 Recursos de Energía Limitada: Unidades de Central Eléctrica o Recursos de Demanda

Controlable Garantizada que presentan limitaciones energéticas durante un periodo de tiempo, las

cuales afectan su producción eléctrica en el caso de las fuentes de generación o su consumo de

energía en el caso de los Recursos de Demanda Controlable Garantizada.

1.3.30 Salida: cuando un Equipo está fuera de servicio e indisponible para la operación en el Sistema

Eléctrico Nacional.

1.3.31 SEMARNAT: Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales.

1.3.1 Shipper: usuario de los diferentes sistemas de transporte de gas natural que, ante los

administradores de gas natural correspondientes, es la parte encargada de realizar las

nominaciones y recibir las confirmaciones de gas natural entre los diferentes puntos de inyección y

puntos de entrega, así como del pago de los servicios de transporte de gas natural ante los

administradores de gas natural, de conformidad con el Manual de Coordinación de Gas Natural.

1.3.2 Sistema de Administración de Salidas o SIASAM: es la aplicación informática del CENACE que

contiene la información de Salidas solicitadas por los Participante del Mercado y autorizadas por el

CENACE.

1.3.3 Sistema Hidráulico: se refiere al conjunto de Cuencas que se encuentran en el territorio

comprendido en el Sistema Eléctrico Nacional.

1.3.4 Variables Artificiales: se refieren a las expresiones usadas en modelos de optimización con el

propósito de detectar la existencia de insumos erróneos o escenarios incongruentes y que por

consecuencia harían no factible la solución matemática del problema. Una vez detectadas las

anomalías y corregida la información, estas expresiones generalmente se inhabilitan.

1.3.5 Vías de Red Hidráulica: vías que enlazan dos o más Embalses y son el medio por el cual fluye el

agua que será almacenada o extraída de dichos Embalses. Las Vías de Red Hidráulica establecen

los acoplamientos entre los Embalses de la Cuenca, los cuales incluyen los acoplamientos en

cascada, donde un Embalse “aguas abajo” podrá aprovechar los escurrimientos de los Embalses

que se encuentran “aguas arriba”.

1.4 Reglas de interpretación

1.4.1 Los términos definidos a que hace referencia la disposición 1.3 podrán utilizarse en plural o

singular sin alterar su significado siempre y cuando el contexto así lo permita.

1.4.2 Salvo indicación en contrario, los días señalados en este documento se entenderán como días

naturales y cuando se haga referencia a año, se entenderá éste como año calendario.

1.4.3 En caso de que exista alguna contradicción o inconsistencia entre lo previsto en este Manual y lo

previsto en las Bases del Mercado Eléctrico, prevalecerá lo establecido en las Bases del Mercado

Eléctrico.

1.4.4 Salvo que expresamente se indique otra cosa, cualquier referencia a un capítulo, sección, numeral,

inciso, subinciso, apartado o, en general, a cualquier disposición, deberá entenderse realizada al

capítulo, sección, numeral, inciso, subinciso, apartado o disposición correspondiente en este

Manual.


Capítulo 2

Recursos de Energía Limitada


2.1.1 El CENACE optimizará el uso de los Recursos de Energía Limitada de acuerdo con sus

características operativas registradas y su tipo de limitación, con el fin de maximizar el Excedente

Económico Total para el Sistema Eléctrico Nacional, propiciando su uso eficiente y considerando

un balance entre el beneficio de usar dichos recursos en un periodo de tiempo y el costo de su

indisponibilidad en periodos posteriores.

2.1.2 El CENACE llevará a cabo la optimización que se menciona en el numeral 2.1.1 a través de la

Planeación Operativa de Corto Plazo que corresponde a un horizonte de hasta 7 días y la

Planeación Operativa de Mediano Plazo que corresponde a un horizonte de 36 meses posteriores

al Día de Operación.

2.1.3 El CENACE validará, cuando menos una vez al año, las Unidades de Central Eléctrica y Recursos

de Demanda Controlable Garantizada que serán considerados como Recursos de Energía

Limitada en la Planeación Operativa de Corto Plazo y la Planeación Operativa de Mediano Plazo.

2.1.4 Cuando entren en operación nuevos proyectos cuyas características técnicas les permitirían ser

clasificados como Recursos de Energía Limitada, el CENACE elaborará un informe cuyo contenido

incluirá, como mínimo, los criterios técnicos utilizados para la validación de los Recursos de

Energía Limitada y los resultados de la misma, así como la lista actualizada de los Recursos de

Energía Limitada que serán considerados en la Planeación Operativa de Corto Plazo y Planeación

Operativa de Mediano Plazo. En el caso de las unidades de central hidroeléctrica con embalse, el

informe incluirá a los proyectos existentes ya clasificados como Recursos de Energía Limitada.

2.1.5 El CENACE deberá presentar a la Unidad de Vigilancia del Mercado el informe mencionado en el

numeral 2.1.4, a más tardar el 30 de noviembre de cada año.

2.1.6 Si el Participante del Mercado no está de acuerdo con el resultado de la validación de Recursos de

Energía Limitada y la clasificación de sus activos, podrá presentar su inconformidad y los

argumentos correspondientes, ante la Unidad de Vigilancia del Mercado.

2.2 Unidades de central hidroeléctrica

2.2.1 El CENACE clasificará como Recursos de Energía Limitada a las unidades de central

hidroeléctrica que físicamente cuenten con un Embalse con la capacidad para regular el agua

almacenada durante periodos mayores que 24 horas, dado que se encuentran sujetas a

limitaciones en el consumo de su energético primario, por la cantidad de agua disponible en el

Embalse y por las restricciones del acoplamiento hidráulico entre las centrales hidroeléctricas que

comparten los recursos hidráulicos de una misma Cuenca.

2.2.2 El CENACE evaluará en qué casos particulares las unidades de central hidroeléctrica con Embalse

de baja capacidad de almacenamiento y sin restricciones de generación, podrán ser clasificadas

como Recurso de Energía Limitada, dependiendo de que la energía disponible de la unidad pueda

ser asignada durante la Planeación Operativa.

2.2.3 Los criterios utilizados para la evaluación de las unidades de central hidroeléctrica mencionadas en

el numeral 2.2.2 deberán ser incluidos en el informe de validación presentado a la Unidad de

Vigilancia del Mercado.

2.2.4 El CENACE podrá clasificar como Recursos de Energía Limitada a las unidades de central

hidroeléctrica con Embalse regulador que hubiesen sido previamente clasificadas como de

Extracciones Reguladas para Generación y que permitan al CENACE despachar su producción, ya

sea de manera estacional o permanente.

2.2.5 Las unidades de central hidroeléctrica con Embalse regulador y con Extracciones Reguladas para

Generación que no permitan al CENACE despachar su producción no podrán ser clasificadas

como Recursos de Energía Limitada y la oferta con la que participarán en el Mercado de Energía

de Corto Plazo será del tipo No Despachable.

2.2.6 Las centrales hidroeléctricas de filo de agua que carezcan de Embalse de almacenamiento, no

podrán ser clasificadas como Recurso de Energía Limitada.

2.2.7 Las unidades de central hidroeléctrica clasificadas como Recursos de Energía Limitada que se

utilicen en la Planeación Operativa de Corto Plazo serán aquellas unidades identificadas

previamente por el CENACE en la Planeación Operativa de Mediano Plazo.


Tabla 1. Criterios para unidades de central hidroeléctrica

Unidades de central

hidroeléctrica

Recurso de

Energía

Limitada

Justificación Tipo de oferta

A filo de agua No

No disponible para ser

despachada por el CENACE.

Se conoce el pronóstico de

generación horario

No despachable

Con Embalse de baja capacidad

sin restricciones para

generación

No

El volumen de agua

almacenada sólo puede

asignarse en periodos

menores que 24 horas

No despachable

Sí

Es excepcional, debido al

aprovechamiento de sus

características, ya que está

disponible para ser

despachada por el CENACE

Despachable y

basada en Costo de

Oportunidad

Con Embalse y con

Extracciones Reguladas para

Generación

No No disponible para ser

despachada por el CENACE No despachable

Con Embalse y con

Extracciones Reguladas para

Generación pero disponible para

ser despachada por el

CENACE, las cuales permiten la

operación flexible del gasto o

volumen estacional o

permanente

Sí

Sólo cuando está disponible

para ser despachada por el

CENACE y cuando el

volumen de agua

almacenada puede ser

asignado en periodos iguales

o mayores que 24 horas

A) No despachable,

cuando no está

disponible para ser

despachada por el

CENACE B)

Despachable y

basada en Costo de

Oportunidad, cuando

está disponible para

ser despachada por el

CENACE

Con Embalse y disponible para

ser despachada por el CENACE Sí

El CENACE asigna el

volumen de agua

almacenada en periodos

iguales o mayores que 24

horas

Despachable y

basada en Costo de

Oportunidad

2.3 Unidades de central térmica con límites de producción

2.3.1 El CENACE evaluará en qué casos particulares las unidades de central térmica podrán ser

clasificadas como Recursos de Energía Limitada, cuando a consecuencia de restricciones

ambientales tengan registrados ante el CENACE, límites que condicionen el uso o la disponibilidad

del energético primario en un periodo de tiempo.

2.3.2 Los Participantes del Mercado representantes de las unidades de central térmica mencionadas en

el numeral 2.3.1 deberán presentar, a través de la oficialía de partes del CENACE, la

documentación que compruebe que la producción de energía eléctrica de sus unidades está

siendo limitada por situaciones de contingencia ambiental o por circunstancias exógenas que

limitan periódicamente la disponibilidad del energético primario, de conformidad con lo siguiente:

(a) La documentación deberá presentarse de manera inmediata al recibir la restricción de la

autoridad competente;

(b) Especificar el motivo de la restricción, y en su caso, la autoridad que emite la restricción

ambiental;

(c) En los términos de la regulación ambiental vigente, especificar si la limitación es aplicable

en determinadas horas del día o en temporadas específicas del año, y especificar las fechas

en las que aplica la restricción; y,

(d) Especificar las restricciones sobre la energía total a producir por día.


2.3.3 Las restricciones en la disponibilidad de combustible o de consumo de combustible permitido

pueden ser comunes a las unidades de una o de varias Centrales Eléctricas que se abastecen de

un mismo nodo, o de un mismo conjunto de nodos de la red de suministro del combustible; así

mismo, la periodicidad de estas restricciones puede ser diaria, semanal o mensual.

2.3.4 Las restricciones en la disponibilidad del combustible deberán referirse a la cantidad energética en

las unidades dimensionales (KCal, KJ o MMBtu) que se utilicen en la práctica que corresponda con

el tipo de combustible que se está limitando.

2.3.5 El CENACE contará con un plazo de hasta 2 días posteriores a la presentación de la

documentación para requerir información adicional o, en su caso, solicitar aclaraciones sobre la

información presentada.

2.3.6 Los Participantes del Mercado tendrán un plazo de hasta 1 día para dar respuesta al requerimiento

de información adicional o a la solicitud de aclaración, de lo contrario no se clasificará a la unidad

de central térmica como Recurso de Energía Limitada.

2.3.7 El CENACE contará con un plazo de hasta 5 días posteriores a la presentación de la

documentación completa o de la respuesta a la solicitud de aclaración, para validar si la unidad de

central térmica deberá considerarse como Recurso de Energía Limitada.

2.3.8 Los criterios utilizados para la evaluación de las unidades de central térmica mencionadas en el

numeral 2.3.1 deberán ser incluidos en el informe de validación presentado a la Unidad de

Vigilancia del Mercado.

2.3.9 El CENACE realizará la clasificación de las unidades de central térmica como Recursos de Energía

Limitada cuando el Shipper de la red de transporte de gas natural o el CENAGAS le notifiquen

limitaciones en la disponibilidad del combustible primario para alguna unidad de central térmica

que no se encuentre previamente clasificada.

2.3.10 La clasificación como Recurso de Energía Limitada de cada unidad de central térmica se aplicará

al día siguiente que el CENACE la haya validado como tal. Para este caso, el CENACE deberá

considerarla como Recurso de Energía Limitada en los modelos de Planeación Operativa de Corto

Plazo y proceder a calcular las Ofertas Basadas en Costos de Oportunidad con la que dichos

recursos participarán en el Mercado de Energía de Corto Plazo.

Tabla 2. Criterios para unidades de central térmica con límites de producción

Unidades de central térmica

con límites de producción

Recurso de

Energía Limitada Justificación Tipo de oferta

Unidades sin limitación de

consumo de combustible No

Unidades con suministro

continuo de combustible Despachable

Unidades que por circunstancias

exógenas a la gestión del

Participante del Mercado, están

sujetas a restricción de

suministro de combustible,

diario, semanal o mensual

Sí

Variable durante un periodo

igual o mayor que 24 horas

de operación y con

notificación anterior a la

ejecución del modelo AU-

MDA.

En el caso de las unidades

con capacidad de

almacenamiento de

combustible, que el volumen

de combustible sea limitado

y con restricción de

suministro.

Despachable y

basada en Costo de

Oportunidad

Unidades con restricción de

producción diaria, semanal o

mensual, por restricciones

ambientales

Sí

La producción de energía

está limitada por

instrucciones provenientes

de una autoridad

competente

Despachable y

basada en Costo de

Oportunidad

Unidades con restricción de

despacho en horas específicas

del día

No

La capacidad disponible se

limita en horas específicas

del día

Despachable


Unidades de central térmica con

suministro restringido de gas

natural

Sí, sólo cuando

cuenta con

contrato de

suministro firme,

en los términos

del Manual de

Coordinación de

Gas Natural

De conformidad con lo

establecido en el Manual de

Coordinación de Gas

Natural

Despachable y

basada en Costos de

Oportunidad

Unidades con programa de

generación fijo No

No disponible para ser

despachada por el CENACE

por tener un programa de

generación fijo

No despachable

2.4 Equipos de Almacenamiento de Energía

2.4.1 El CENACE clasificará como Recursos de Energía Limitada a los Equipos de Almacenamiento de

Energía, de conformidad con los siguientes criterios:

(a) En el Sistema Interconectado Nacional, los Equipos de Almacenamiento de Energía con

capacidad mayor o igual que 20 MW y capacidad de almacenamiento mayor o igual que 80

MWh.

(b) En Baja California y Baja California Sur, los Equipos de Almacenamiento de Energía con

capacidad mayor o igual que 10 MW y capacidad de almacenamiento mayor o igual que 40

MWh.

2.4.2 El CENACE establecerá en una Guía Operativa la manera en que los Equipos de Almacenamiento

de Energía serán representados en los modelos de optimización del Mercado de Energía de Corto

Plazo, la cual deberá abordar los siguientes aspectos:

(a) Parámetros relacionados con capacidad, límites operativos y eficiencias de los ciclos de

carga y descarga;

(b) Parámetros relacionados con las ofertas de productos de energía y Servicios Conexos en el

MDA;

(c) Variables de decisión;

(d) Restricciones sobre los productos durante la carga;

(e) Restricciones sobre los productos durante la descarga;

(f) Restricciones sobre los productos en paro;

(g) Límites sobre la energía almacenada;

(h) Restricciones sobre los modos de paro, carga y descarga; y,

(i) Costos de transición entre modos.

2.4.3 El Participante de Mercado que represente Equipos de Almacenamiento de Energía que no sean

clasificados como Recurso de Energía Limitada, deberá presentar sus ofertas de venta

directamente en el Mercado de Energía de Corto Plazo, como cualquier otra Unidad de Central

Eléctrica, de conformidad con el Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo.

Tabla 3. Criterios para Equipos de Almacenamiento de Energía

Equipos de Almacenamiento

de Energía

Recurso de

Energía

Limitada

Justificación Tipo de oferta

Equipos no optimizables No

El Participante programa a

su juicio los ciclos de carga y

descarga

No despachable

Equipos con capacidad mayor o

igual que 10 MW y con

capacidad de almacenamiento

mayor o igual que 40 MWh en

BCA y BCS

Sí Equipos instalados en BCA y

BCS

Despachable y

basada en Costo de

Oportunidad

Equipos con capacidad mayor o

igual que 20 MW y con

capacidad de almacenamiento

mayor o igual que 80 MWh en el

SIN

Sí Equipos instalados en el SIN

Despachable y

basada en Costo de

Oportunidad


2.5 Recursos de Demanda Controlable Garantizada con límites para la energía interrumpida

2.5.1 Los Participantes del Mercado representantes de los Recursos de Demanda Controlable

Garantizada que presenten limitaciones en la reducción de su consumo deberán presentar, a

través de la oficialía de partes del CENACE, la documentación que compruebe que el recurso tiene

una limitación en la interrupción del consumo de energía eléctrica.

2.5.2 Con la documentación proporcionada, el CENACE evaluará en qué casos particulares los

Recursos de Demanda Controlable Garantizada podrán ser clasificados como Recursos de

Energía Limitada.

2.5.3 Los criterios utilizados para la evaluación de los Recursos de Demanda Controlable Garantizada

mencionados en el numeral 2.5.2 deberán ser incluidos en el informe de validación presentado a la

Unidad de Vigilancia del Mercado.

Capítulo 3

Planeación Operativa de Mediano Plazo


3.1.1 El CENACE podrá determinar la Planeación Operativa de Mediano Plazo del Sistema Eléctrico

Nacional mediante los siguientes modelos que determinarán el plan de utilización óptimo de las

unidades de central hidroeléctrica y de central térmica que satisfacen los requerimientos operativos

de los elementos de producción, transmisión y consumo de energía eléctrica, de tal forma que se

maximice el Excedente Económico Total:

(a) Coordinación Hidrotérmica Multimensual Determinista; y,

(b) Coordinación Hidrotérmica Multimensual Estocástica.

3.1.2 El objetivo de la Planeación Operativa de Mediano Plazo será determinar la estrategia de

utilización de las unidades de central hidroeléctrica y de central térmica que tome en cuenta las

aportaciones mensuales de los Embalses y minimice el costo variable de operación y

mantenimiento, y por uso del agua de las Unidades de Central Eléctrica, incluyendo el costo de la

compra/venta, almacenamiento y transporte de combustibles más los costos de penalizaciones por

concepto de: la energía eléctrica no suministrada en las regiones, las aportaciones o extracciones

artificiales de agua a los Embalses de las principales centrales hidroeléctricas y las inyecciones

artificiales a los nodos de combustibles, en un horizonte de hasta 36 meses.

3.1.3 El CENACE no considerará ofertas de compra de energía sensibles al precio en la formulación del

problema de Planeación Operativa de Mediano Plazo, por lo tanto los procesos minimizarán los

costos variables esperados de producción y el valor de la energía no suministrada.

3.1.4 La formulación del problema de Planeación Operativa de Mediano Plazo incorporará restricciones

operativas relacionadas con los medios de almacenamiento del energético primario en centrales

hidroeléctricas y con las restricciones en el consumo del energético primario en centrales térmicas,

las cuales permitirán obtener soluciones que conduzcan a la construcción de los Costos de

Oportunidad de los Recursos de Energía Limitada.

3.1.5 La formulación del problema de Planeación Operativa de Mediano Plazo deberá considerar los

costos de penalización de las Variables Artificiales que facilitarán la detección de insumos erróneos

o incongruentes que pudieran hacer la solución no factible, para lo cual, se deberán realizar una o

varias corridas exploratorias.

3.1.6 Una vez que el CENACE detecte las anomalías y corrija la información, deberá inhabilitar las

Variables Artificiales para evitar distorsionar la solución del problema de Planeación Operativa de

Mediano Plazo.

3.1.7 Las Variables Artificiales que deberán considerarse en la formulación de los modelos de

Planeación Operativa de Mediano Plazo deberán incluir, el llenado artificial de agua a los

Embalses de las principales centrales hidroeléctricas y las inyecciones artificiales de combustibles

en los nodos de la red de suministro.

3.1.8 La Planeación Operativa de Mediano Plazo deberá incluir sólo meses completos, pudiendo iniciar

en cualquier mes del año. En los meses se definirán grupos de horas, cuyo número deberá ser el

mismo para todos los meses. La composición de los grupos horarios de demanda definidos por el

CENACE podrá ser distinta en cada mes.


3.1.9 El CENACE deberá decidir cuál de los modelos mencionados en el numeral 3.1.1 utilizará en la

Planeación Operativa de Mediano Plazo. En cualquiera de los casos, el CENACE deberá justificar

las razones por las que seleccionó dicho modelo a través de una nota técnica, que deberá publicar

en el Sistema de Información de Mercado al momento de la publicación de los resultados.

3.1.10 Los modelos mencionados en el numeral 3.1.1 son genéricos y se podrán modificar en el tiempo

conforme el CENACE lo considere, de acuerdo con lo establecido en el Manual para el Desarrollo

de las Reglas del Mercado.

3.1.11 El CENACE deberá determinar al menos cada seis meses, la política de operación anual que

defina la utilización en lapsos mensuales de los Recursos de Energía Limitada hidroeléctricos y

térmicos que presenten limitaciones en la disponibilidad de su combustible primario.

3.1.12 El CENACE deberá reportar al menos 2 veces al año los resultados de la Planeación Operativa de

Mediano Plazo de 36 meses, de conformidad con la sección 3.4.

3.2 Coordinación Hidrotérmica Multimensual Determinista

3.2.1 El CENACE preparará con antelación los siguientes insumos de información, a fin de utilizarlos en

el modelo de Coordinación Hidrotérmica Multimensual Determinista:

(a) Información de Salidas de las Unidades de Central Eléctrica del SIASAM;

(b) Información del PRODESEN sobre adición y retiro de Unidades de Central Eléctrica, y en su

caso también considerará los resultados de Subastas de Mediano y Largo Plazo, que se

realicen después de la publicación del PRODESEN;

(c) Información de los Parámetros de Referencia de cada Unidad de Central Eléctrica, la cual

incluye, pero no se limita a lo siguiente:

(i) Capacidad mínima y máxima, en términos brutos y netos;

(ii) Costos variables de operación y mantenimiento, incluyendo el costo por uso de agua;

(iii) Parámetros de la función de producción – cantidad de combustible, en términos

brutos y netos;

(iv) Tipos de combustibles;

(v) Modelos hidráulicos, los cuales incluyen, pero no se limitan a lo siguiente:

(A) Relación de la altura (carga hidráulica) y el gasto máximo en las unidades de

central hidroeléctrica;

(B) Relación del gasto y el nivel de desfogue de las Vías de Red Hidráulica;

(C) Relación del nivel y el volumen de agua almacenada en los Embalses; y,

(D) Relación entre el gasto turbinado, altura (carga hidráulica) y potencia de

generación de las unidades de central hidroeléctrica.

(d) Políticas de hidraulicidad contenidas en el Plan Nacional Hídrico, las cuales incluyen, pero

no se limitan a la siguiente información:

(i) Cotas mensuales para los niveles mínimos y máximos de almacenamiento en los

Embalses;

(ii) Límites al volumen máximo de agua mensual a turbinar en centrales hidroeléctricas y

Vías de Red Hidráulica;

(iii) Curvas de guía de centrales programables;

(iv) Estado de almacenamiento en los Embalses al inicio del horizonte de estudio; y,

(v) Almacenamiento deseado en los Embalses al final del horizonte de estudio.

(e) Estimación con base en registros históricos de las aportaciones de agua mensuales por

Cuenca propia a los Embalses de unidades de central hidroeléctrica;

(f) Información relacionada con las Cuencas y la caracterización de cada una de las Vías de

Red Hidráulica, la cual incluye lo siguiente:

(i) Gasto mínimo y máximo. Indica el valor mínimo y máximo de la cantidad de agua que

puede ser descargada sobre la Vía de Red Hidráulica en una unidad de tiempo

(expresada en metros cúbicos por segundo);


(ii) Nivel medio de desfogue. Indica el valor medio del nivel que alcanza el agua sobre la

Vía de Red Hidráulica de salida (expresado en m s. n. m.); y,

(iii) Modelo de la Vía de Red Hidráulica. Modelo gasto contra nivel que relaciona el nivel

de desfogue sobre el nivel del mar, correspondiente a diferentes valores de gasto en

la Vía de Red Hidráulica, comprendidos entre el gasto mínimo y el gasto máximo.

(g) Información de la Red Nacional de Transmisión, la cual incluye, pero no se limita a la

siguiente:

(i) Límites de transmisión mensuales;

(ii) Parámetros eléctricos de impedancia de líneas de transmisión y subestaciones,

(iii) Importación y exportación en los Enlaces de Interconexión; y,

(iv) Adición y retiro de líneas de transmisión publicadas en el PRODESEN.

(h) Información de puntos de compra, transbordo y de entrega de combustible a las Centrales

Eléctricas, con o sin capacidad de almacenamiento; y las redes de suministro que los

conectan. Esta información deberá ser proporcionada por los respectivos administradores

de los combustibles entre los que se incluye, pero no se limita a los siguientes:

(i) El CENAGAS para el caso del gas natural nacional, importado y gas natural licuado.

(ii) Refinerías de PEMEX para el caso del combustóleo.

(i) Pronósticos de demanda del PRODESEN y los realizados por el CENACE, de conformidad

con lo establecido en el Manual de Pronósticos;

(j) Estimación de energía de generación de fuentes firmes o intermitentes no-despachables a

partir de la información de generación recopilada por el CENACE, la cual incluye, pero no se

limita a lo siguiente:

(i) Generación de Unidades de Central Eléctrica bajo Contratos de Interconexión

Legados;

(ii) Generación de unidades de central hidroeléctrica de baja capacidad;

(iii) Generación de unidades de central eólica;

(iv) Generación de unidades de central fotovoltaica;

(v) Generación de unidades de central geotérmica;

(vi) Generación de unidades de central nuclear; e,

(vii) Importaciones y exportaciones.

(k) Información relacionada con los precios de los combustibles, los cuales serán específicos

por tipo de combustible que utilicen las Unidades de Central Eléctrica, y deberán

corresponder con los índices de precios de combustibles emitidos por la Unidad de

Vigilancia del Mercado, los cuales incluyen los costos variables de transporte del

combustible;

(l) Información relacionada con las disponibilidades de los combustibles, la cual deberá ser

enviada mensualmente por los Participantes del Mercado al CENACE, a través de los

medios informáticos que el CENACE establezca para ello;

(m) Proyección de la evolución de los precios de los combustibles a 36 meses; e,

(n) Información publicada por la SEMARNAT relacionada con el tipo y volumen de emisiones de

contaminantes, que limiten la generación de unidades de central térmica por un periodo

determinado. En caso de que los Participantes del Mercado reciban una instrucción directa

por parte de la SEMARNAT, ellos serán responsable de notificar la información

correspondiente al CENACE.

3.2.2 El CENACE podrá solicitar la actualización de los insumos mencionados en el numeral 3.2.1 a

través de oficios de solicitud de información y los medios informáticos que establezca para ello, de

conformidad con los plazos establecidos en la sección 3.4; o en su defecto, el CENACE podrá

realizar estimaciones con base en información histórica para cubrir la información que en su

momento no se encuentre disponible o actualizada.


3.2.3 El CENACE utilizará en la Coordinación Hidrotérmica Multimensual Determinista las siguientes

variables de decisión:

(a) Energía primaria hidroeléctrica que será propuesta para ser utilizada en cada mes para las

unidades de central hidroeléctrica que descargan en las Vías de Red Hidráulica;

(b) Volumen de agua almacenado en los Embalses al final de cada mes del periodo de

Planeación Operativa de Mediano Plazo;

(c) Volumen mensual de agua turbinada sobre las Vías de Red Hidráulica;

(d) Volumen mensual de agua vertida sobre las Vías de Red Hidráulica;

(e) Cantidad mensual de combustible asociada a la compra o venta del mismo en cada región

del Sistema Eléctrico Nacional;

(f) Cantidad mensual de combustible transportada por las redes de suministro de combustible;

(g) Cantidad mensual de energético suministrado a las unidades de central térmica durante

cada grupo de horas;

(h) Capacidad de generación eléctrica de las Unidades de Central Eléctrica durante cada grupo

de horas;

(i) Flujo de potencia eléctrica mensual en las líneas de transmisión interregionales de la Red

Nacional de Transmisión durante cada grupo de horas;

(j) Capacidad de generación eléctrica excedente mensual por región en cada grupo de horas;

(k) Adicionalmente, para evitar situaciones en las que no sea factible la solución del modelo, el

CENACE deberá considerar:

(i) Demanda no suministrada por región en cada grupo de horas;

(ii) Inyecciones artificiales de combustible por región; y,

(iii) Aportaciones artificiales de agua a los Embalses.

3.2.4 El CENACE considerará en la Coordinación Hidrotérmica Multimensual Determinista las siguientes

restricciones del Sistema Hidráulico:

(a) Balance hidráulico mensual en los Embalses, el cual deberá asegurar el equilibrio entre las

entradas y salidas de agua a cada Embalse y la variación mensual en el volumen de agua

almacenada. Esta restricción deberá contemplar la topología de la red hidráulica de tal

manera que puedan considerar múltiples Cuencas y múltiples Embalses en cascada;

(b) Volumen de agua almacenado en cada Embalse al final de cada mes, el cual deberá estar

acotado de tal manera que se respeten los niveles mínimos y máximos de almacenamiento

en los Embalses;

(c) Volumen mensual de agua que se turbina en las Vías de Red Hidráulica, el cual deberá

estar limitado a la capacidad de turbinado de las unidades de central hidroeléctrica

asociadas que dependen de los niveles de almacenamiento en los Embalses y del nivel

medio de desfogue;

(d) Volumen mensual que es posible verter en las Vías de Red Hidráulica, el cual deberá estar

limitado a la capacidad de los vertedores, los cuales dependen del nivel de almacenamiento

en los Embalses;

(e) Volumen turbinado de agua descargada sobre las Vías de Red Hidráulica, el cual deberá

respetar los límites operativos; y,

(f) Límites operativos en el volumen de agua vertido.


restricciones en el problema mensual de producción:

(a) Balance de potencia eléctrica y demanda en las regiones del Sistema Eléctrico Nacional, el

cual establece que la demanda de potencia eléctrica en una región deberá ser igual a la

suma de:

(i) la potencia eléctrica generada por las Unidades de Central Eléctrica de la región, más

(ii) la potencia eléctrica transmitida desde otras regiones hacia la región, menos


(iii) la potencia eléctrica transmitida hacia otras regiones desde la región, más

(iv) la potencia eléctrica que no puede ser suministrada en la región, menos

(v) la potencia eléctrica excedente que no puede ser consumida en la región o

transmitida a otras regiones.

(b) Límites inferior y superior de flujo de potencia en enlaces y grupos de enlaces

interregionales de transmisión;

(c) Límites operativos de las Unidades de Central Eléctrica, tomando en cuenta las Salidas del

Sistema de Administración de Salidas; y,

(d) Requisito de reserva de capacidad disponible en cada región, el cual se deberá representar

como una fracción de la capacidad disponible de generación eléctrica en cada región.


restricciones de los Recursos de Energía Limitada:

(a) Límites mensuales de volumen asignado a cada Embalse, el cual limitará la energía total a

producir por las unidades de central hidroeléctrica asociadas con el Embalse; y,

(b) Límites en el volumen disponible mensual de algunos combustibles.

3.2.7 La solución de la Coordinación Hidrotérmica Multimensual Determinista determinará para cada

mes del periodo de Planeación Operativa de Mediano Plazo, lo siguiente:

(a) Producción de energía de cada Unidad de Central Eléctrica incluyendo las consideradas

como Recurso de Energía Limitada;

(b) Volumen de combustible requerido para cada unidad de central térmica considerada como

Recurso de Energía Limitada;

(c) Programa de almacenamiento, suministro y transporte de cada tipo de combustible;

(d) Programa de uso de la Red Nacional de Transmisión;

(e) Evolución de los niveles de almacenamiento en los Embalses;

(f) Montos de agua a turbinar en los Embalses; y,

(g) Cantidades de energía limitada asignada mensualmente a las Unidades de Central Eléctrica

y los Precios Sombra asociados a sus limitaciones, con los que se construyen los Costos de

Oportunidad de 36 meses de los Recursos de Energía Limitada.

3.3 Coordinación Hidrotérmica Multimensual Estocástica

3.3.1 El CENACE deberá incorporar en la Coordinación Hidrotérmica Multimensual Estocástica la

incertidumbre en los pronósticos de demanda, las capacidades operativas de los elementos del

Sistema Eléctrico Nacional, la disponibilidad de los recursos hidráulicos y de los combustibles y

sus precios, mediante la consideración de diferentes escenarios en los cuales se determinan las

políticas de operación de los Embalses.

3.3.2 El CENACE podrá especificar los escenarios mencionados en el numeral 3.3.1 con base en

modelos estocásticos de los insumos aleatorios. Además, deberá simular la aplicación de la

política óptima de operación para obtener estadísticas de todas las variables de interés, de uno o

múltiples escenarios, obteniendo para cada escenario los resultados con detalle anual o mensual

o por grupo de horas de cada mes.

3.3.3 El CENACE preparará con antelación los siguientes insumos, a fin de utilizarlos en la Coordinación

Hidrotérmica Multimensual Estocástica:

(a) Información de Salidas de las Unidades de Central Eléctrica del SIASAM;

(b) Información del PRODESEN sobre adición y retiro de Unidades de Central Eléctrica, y en su

caso también considerará los resultados de Subastas de Mediano y Largo Plazo, que se

realicen después de la publicación del PRODESEN;

(c) Información de los Parámetros de Referencia de cada Unidad de Central Eléctrica, la cual





Parámetros de la función de producción – cantidad de combustible, en términos

brutos y netos;

(iii) Tipos de combustibles;

(iv) Modelos hidráulicos, los cuales incluyen, pero no se limitan a lo siguiente:

(A) Relación de la altura (carga hidráulica) y el gasto máximo en las unidades de

central hidroeléctrica;

(B) Relación del gasto y el nivel de desfogue de las Vías de Red Hidráulica;

(C) Relación del nivel y el volumen del agua almacenada en los Embalses; y,

(D) Relación entre el gasto turbinado, altura (carga hidráulica) y potencia de

generación de las unidades de central hidroeléctrica.

(d) Políticas de hidraulicidad contenidas en el Plan Nacional Hídrico, las cuales incluyen, pero

no se limitan a la siguiente información:

(i) Cotas mensuales para los niveles mínimos y máximos de almacenamiento en los

Embalses;

(ii) Límites al volumen máximo de agua mensual a turbinar en centrales hidroeléctricas y

Vías de Red Hidráulica;

(iii) Curvas de guía de centrales programables; y,

(iv) Estado del nivel de almacenamiento en los Embalses al inicio del horizonte de

Planeación Operativa de Mediano Plazo.

(e) Modelo estocástico de escurrimientos de Cuenca propia a los Embalses de unidades de

central hidroeléctrica, con base en registros históricos;

(f) Políticas de operación a las que estarán sujetos los Embalses establecidas por el CENACE

para el periodo de Planeación Operativa, las cuales incluyen lo siguiente:

(i) Política de turbinados, para indicar la cantidad de agua que debe turbinar la central

que toma agua del Embalse en cada mes del periodo de Planeación Operativa de

Mediano Plazo;

(ii) Política de volúmenes, para indicar el volumen que deberá quedar almacenado al

final del mes; y,

(iii) Política de niveles, para indicar el nivel del agua que el Embalse deberá tener al final

de cada mes.

(g) Modelo estocástico de la capacidad disponible de las Unidades de Central Eléctrica con

base en el programa de Salidas y las transiciones entre estados de disponibilidad que

ocurran en forma aleatoria, de conformidad con lo siguiente:

(i) El modelo deberá considerar que las Unidades de Central Eléctrica se encuentran en

alguno de los siguientes estados: “Disponible con capacidad posiblemente

degradada”, “Indisponible por falla” o “Indisponible por Salida programada”; y,

(ii) El CENACE deberá establecer las transiciones válidas entre estos estados,

considerando las transiciones dictadas por el programa de Salidas, y las transiciones

que ocurren en forma aleatoria.

(h) Información de la Red Nacional de Transmisión, la cual incluye, pero no se limita a lo

siguiente:

(i) Límites de transmisión mensuales;

(ii) Parámetros eléctricos de impedancia de líneas de transmisión y subestaciones;

(iii) Importación y exportación en los Enlaces de Interconexión; y,

(iv) Adición y retiro de líneas de transmisión publicadas en el PRODESEN.


(i) Información de puntos de compra, transbordo y de entrega de combustible a las Centrales

Eléctricas, con o sin capacidad de almacenamiento; y las redes de suministro que los

conectan. Esta información deberá ser proporcionada por los respectivos administradores

de los combustibles entre los que se incluyen, pero no se limita a los siguientes:

(i) CENAGAS para el caso del gas natural nacional, importado y gas natural licuado; y,

(ii) Refinerías de PEMEX para el caso del combustóleo.

(j) Pronósticos de demanda del PRODESEN y los realizados por el CENACE, de conformidad

con lo establecido en el Manual de Pronósticos.

(k) Modelo estocástico de la demanda por región para cada mes del periodo de Planeación

Operativa de Mediano Plazo;

(l) Estimación de energía de fuentes firmes o intermitentes no-despachables a partir de la

información de generación recopilada por el CENACE, la cual incluye, pero no se limita a lo

siguiente:


Legados;

(ii) Generación de unidades de central hidroeléctrica de baja capacidad;

(iii) Generación de unidades de central geotérmica;

(iv) Generación de unidades de central nuclear; e,

(v) Importaciones y exportaciones.

(m) Modelo estocástico de energía de fuentes intermitentes no-despachables como la

generación de unidades de central eólica y de unidades de central fotovoltaica, con base en

registros históricos;

(n) Modelo estocástico de precios de combustibles, el cual será específico para los

combustibles que se utilicen en las Centrales Eléctricas e incluye lo siguiente:

(i) Información relacionada con los precios de los combustibles, los cuales serán

específicos por tipo de combustible que utilicen las Unidades de Central Eléctrica, y

deberán corresponder con los índices de precios de combustibles emitidos por la

Unidad de Vigilancia del Mercado, los cuales incluyen los costos variables de

transporte del combustible; e,

(ii) Información relacionada con las disponibilidades de los combustibles, la cual deberá

ser enviada mensualmente por los Participantes del Mercado al CENACE, a través

de los medios informáticos que el CENACE establezca para ello.

(o) Información publicada por la SEMARNAT relacionada con el tipo y volumen de emisiones de

contaminantes, que limiten la generación de unidades de central térmica por un periodo

determinado. En caso de que los Participantes del Mercado reciban una instrucción directa

por parte de la SEMARNAT, ellos serán responsable de notificar la información

correspondiente al CENACE; e,

(p) Información sobre la actualización de las características operativas de las Centrales

Externas Legadas y de las Unidades de Central Eléctrica bajo Contratos de Interconexión

Legados, que haya sido autorizada por la CRE.






3.3.5 La Coordinación Hidrotérmica Multimensual Estocástica se formulará como un problema de

programación dinámica dual estocástica, en el que se utilizará la ecuación recursiva de la

programación dinámica como a continuación se describe:


3.3.6 El CENACE considerará en la Coordinación Hidrotérmica Multimensual Estocástica las siguientes

restricciones:

(a) Producción de energía eléctrica mensual de las unidades de central hidroeléctrica. La

producción de energía eléctrica, en cualquier escenario, está limitada por la energía primaria

que se puede disponer y de los consumos específicos de las unidades de central

hidroeléctrica;

(b) Relación entre la energía primaria y la energía eléctrica generada por las unidades de

central hidroeléctrica. La energía primaria utilizada por las unidades de central hidroeléctrica

depende del turbinado y de la diferencia entre el nivel almacenado y el nivel de desfogue. El

nivel del agua del Embalse está relacionado con el volumen de agua almacenada; y el nivel

de desfogue es función del turbinado, el vertido y el nivel del Embalse de almacenamiento

de aguas abajo;

(c) Balance hidráulico mensual en los Embalses de las centrales hidroeléctricas. En cada mes

del horizonte de la Planeación Operativa de Mediano Plazo, en cada escenario, deberá

existir un equilibrio entre las entradas y salidas de agua a cada Embalse y la variación

mensual del volumen de agua almacenada, incluyendo una posible aportación o extracción

artificial de agua, para evitar situaciones en las que no sea factible la solución del problema

en el escenario;

(d) Límites al volumen de agua almacenada en los Embalses de las centrales hidroeléctricas. El

volumen de agua almacenada en cada Embalse, al final de cada mes y en cada escenario,

estará acotado de manera que se respeten los límites mínimos y máximos en el nivel del

agua almacenada;

(e) Límites al volumen de agua descargada sobre las Vías de Red Hidráulica. El volumen

mensual que se descarga en las Vías de Red Hidráulica está acotado inferior y

superiormente, en cada escenario. El volumen de agua que se descarga es igual a la suma

del volumen turbinado y el volumen vertido;

(f) Límites al volumen turbinado en las Vías de Red Hidráulica. El volumen mensual que se

turbina en las Vías de Red Hidráulica está limitado inferior y superiormente, reflejando las

capacidades mínimas y máximas de las unidades de central hidroeléctrica, especificadas en

los escenarios;

(g) Límites al volumen vertido en las Vías de Red Hidráulica de descarga. El volumen de agua

que es posible verter en las Vías de Red Hidráulica, en cualquiera de los escenarios está

limitado superiormente por la capacidad de los vertedores; mientras que el mínimo volumen

a verter es no nulo;


(h) Restricciones para sintetizar una Política de Operación del Sistema Hidráulico basada en

metas para los volúmenes a turbinar. El volumen mensual turbinado por las unidades de

central hidroeléctrica que toman agua de un Embalse que está sujeto a la política de

volúmenes turbinados, deberá ser el mismo en cualquiera de los escenarios;

(i) Restricciones para sintetizar una Política de Operación del Sistema Hidráulico basada en

metas para los niveles o volúmenes de agua almacenada. El nivel o el volumen almacenado

al final del mes en un Embalse sujeto a este tipo de políticas, será el mismo en cualquiera

de los escenarios;

(j) Límites de capacidad disponible de generación de energía eléctrica. La capacidad

disponible de generación de las Unidades de Central Eléctrica tiene límites definidos en

cada escenario por grupos de horas del mes. Las capacidades dependerán de las Salidas

programadas, retiros programados de capacidad de generación y Salidas por falla de

Unidades de Central Eléctrica;

(k) Balance entre la energía primaria suministrada a una Unidad de Central Eléctrica y la

requerida para producir energía eléctrica. En cada grupo de horas de cada mes, la energía

primaria de los combustibles, debe ser igual a la requerida para producir energía eléctrica.

La energía primaria requerida depende del poder calorífico del combustible utilizado y de la

función de producción – cantidad de combustible de las Unidades de Central Eléctrica;

(l) Balance de potencia eléctrica y demanda en las regiones del Sistema Eléctrico Nacional, el

cual establece que la demanda de potencia eléctrica en una región deberá ser igual a la

suma de:

(i) la potencia eléctrica generada por las Unidades de Central Eléctrica de la región, más

(ii) la potencia eléctrica transmitida desde otras regiones hacia la región, menos

(iii) la potencia eléctrica transmitida hacia otras regiones desde la región, más

(iv) la potencia eléctrica que no puede ser suministrada en la región, menos

(v) la potencia eléctrica excedente que no puede ser consumida en la región o

transmitida a otras regiones.

(m) Requisito de reserva de capacidad disponible en cada región. En cada uno de los meses del

periodo de Planeación Operativa de Mediano Plazo, en cada región, en cada grupo de

horas del mes, en cada escenario, debe mantenerse como reserva una fracción de la

capacidad disponible de generación de energía eléctrica;

(n) Límites inferior y superior de flujo de potencia eléctrica entre las regiones. Para cada uno de

los meses del periodo de Planeación Operativa de Mediano Plazo, para todos los enlaces

interregionales, en cada grupo de horas del mes, en cada escenario, el flujo de potencia

tendrá límites inferior y superior que dependen del promedio de los límites diarios

especificados en las horas de cada grupo del mes;

(o) Límites inferior y superior de flujo de potencia eléctrica en grupos de enlaces entre las

regiones. Para cada uno de los meses del periodo de Planeación Operativa de Mediano

Plazo, para todos grupos de enlaces interregionales y en los grupos de horas de cada mes,

el flujo de potencia del grupo tendrá límites inferior y superior que dependen del promedio

de los límites diarios especificados en las horas de cada grupo del mes;

(p) Límites a la demanda de energía eléctrica no suministrada en cada región. Para cada uno

de los meses del periodo de simulación, en cualquier grupo de horas del mes, la demanda

de energía eléctrica no suministrada en cada región, no debe ser negativa; y,

(q) Costo futuro al final de cada mes del horizonte de planeación. En el último mes del periodo

de Planeación Operativa de Mediano Plazo, el costo futuro es cero.

3.3.7 La solución de la Coordinación Hidrotérmica Multimensual Estocástica presentará resultados para

cada escenario así como las estadísticas de los resultados, como son el valor medio y la

desviación estándar de las siguientes variables de interés agregadas por año, mes o grupo de

horas de cada mes:

(a) Producción de energía de cada Unidad de Central Eléctrica considerada como Recurso de

Energía Limitada;

(b) Volúmenes de combustible requeridos para cada unidad de central térmica considerada

como Recurso de Energía Limitada;


(c) Programa de almacenamiento, suministro y transporte de cada tipo de combustible;

(d) Programa de uso de la Red Nacional de Transmisión;

(e) Evolución de los niveles de agua de los Embalses;

(f) Montos de agua a turbinar en los Embalses; y,

(g) Cantidades de energía limitada en las Unidades de Central Eléctrica y los Precios Sombra

asociados a sus limitaciones, con los que se construyen los Costos de Oportunidad de 36

meses de los Recursos de Energía Limitada.

3.4 Reportes

3.4.1 El primer reporte Planeación Operativa de Mediano Plazo, mencionado en el numeral 3.1.12,

corresponderá con la época de estiaje y el CENACE deberá publicarlo a más tardar el 28 de

febrero de cada año, de acuerdo con el programa de actividades presentado en la Tabla 4.

Tabla 4. Programa de actividades para la Planeación Operativa de Mediano Plazo correspondiente a

la época de estiaje

Actividad Entregables Fecha solicitud o

inicio

Fecha límite de

recepción o

publicación

1 Preparar información Solicitud y entrega de

insumos

1 de noviembre del

año anterior

22 de diciembre

del año anterior

2

Realizar la Planeación

Operativa de Mediano

Plazo

Base de Datos de

escenarios y ejecución

del modelo

8 de diciembre del

año anterior 23 de febrero

3 Publicar resultados Reportes de Precios

Sombra 16 de febrero 28 de febrero

3.4.2 El segundo reporte anual corresponderá con la época de lluvias y el CENACE deberá publicarlo a

más tardar el 31 de agosto de cada año, de acuerdo con el programa de actividades presentado en

la Tabla 5.

Tabla 5. Programa de actividades para la Planeación Operativa de Mediano Plazo correspondiente a la

época de lluvias

Actividad Entregables Fecha solicitud o

inicio

Fecha límite de

recepción o

publicación

1 Preparar información Solicitud y entrega de

insumos 2 de mayo 23 de junio

2

Realizar la Planeación

Operativa de Mediano

Plazo

Base de Datos de

escenarios y ejecución del

modelo

19 de junio 23 de agosto

3 Publicar resultados Reportes de Precios

Sombra 18 de agosto 31 de agosto

3.4.3 El CENACE deberá publicar las actualizaciones extemporáneas de los Precios Sombra para el

resto del año ante cualquier eventualidad que a criterio del CENACE modifique los escenarios e

impacte los resultados obtenidos de la Planeación Operativa de Mediano Plazo, de conformidad

con lo siguiente:

(a) El CENACE deberá notificar a los Participantes del Mercado, a través del Sistema de

Información del Mercado la ejecución extemporánea de la Planeación Operativa de Mediano

Plazo, detallando la justificación de la misma;

(b) El cálculo extemporáneo de Precios Sombra deberá tomar como referencia los insumos

correspondientes al último reporte publicado correspondiente a la época de lluvias o estiaje

y todos los insumos actualizados a la fecha en la que el CENACE determine la

eventualidad; y,


(c) El CENACE deberá realizar la publicación de los Precios Sombra para el resto del año en

curso, a más tardar 10 días hábiles posteriores a la notificación de la ejecución

extemporánea.

3.4.4 El CENACE deberá presentar los resultados de la Planeación Operativa de Mediano Plazo con un

detalle mensual, en caso de que a criterio del CENACE se necesite un mayor detalle, algunas

variables se podrán detallar por grupos de horas por mes.

3.4.5 Cada vez que el CENACE haya realizado un estudio de Planeación Operativa de Mediano Plazo,

deberá reportar para cada uno de los 36 meses que comprendieron el horizonte de estudio, los

siguientes resultados:

(a) Cantidades de energía mensual asignada, en MWh, que corresponden con las limitaciones

energéticas de las unidades de central hidroeléctrica clasificadas como Recursos de

Energía Limitada;

(b) Precio Sombra, en $/MWh, para cada una de las unidades de central hidroeléctrica

clasificadas como Recursos de Energía Limitada;

(c) Limitación energética, en MMBtu o Gcal, del combustible limitado de las unidades de central

térmica con restricciones de consumo, de disponibilidad de combustible o de limitaciones

por emisiones contaminantes; y,

(d) Precio Sombra, en $/MMBtu o $/Gcal, de las unidades de central térmica con restricciones

de consumo, de disponibilidad de combustible o de limitaciones por emisiones

contaminantes.

3.4.6 Adicionalmente a lo establecido en el numeral 3.4.5, el CENACE deberá publicar las estimaciones

de las aportaciones mensuales de agua de Cuenca propia de los Embalses y de proyección de

precios por tipo de combustible.

Capítulo 4

Planeación Operativa de Corto Plazo


4.1.1 El CENACE determinará la Planeación Operativa de Corto Plazo del Sistema Eléctrico Nacional

mediante los modelos AU-CHT y AU-MDA descritos en el Manual de Mercado de Energía de Corto

Plazo, acoplando la Política de Operación del Sistema Hidráulico para los Embalses principales

con la operación diaria de los mismos.

4.1.2 El proceso de Asignación de Unidades de Central Eléctrica de Horizonte Extendido y el modelo

AU-CHT se describen en el Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo. Sin embargo, el

presente Manual menciona insumos más específicos que el CENACE deberá preparar para

ejecutar los modelos relacionados con el cálculo del Precio Sombra de los Recursos de Energía

Limitada.

4.1.3 En la Planeación Operativa de Corto Plazo se conservarán las restricciones de disponibilidad

semanal de combustible en las unidades de central térmica que constituyan un Recurso de

Energía Limitada.

4.1.4 Cuando una limitación en la disponibilidad de combustible afecte a un conjunto de Unidades de

Central Eléctrica, se dará prioridad de suministro a las unidades que posean contratos de

suministro que otorguen derechos en firme para recibir sin interrupción una cantidad específica del

combustible, hasta agotar la cantidad disponible del mismo o asignar el combustible asegurado por

los contratos de suministro firme, de conformidad con el Manual de Coordinación de Gas Natural y

lo siguiente:

(a) A la cantidad disponible del combustible se le restará la cantidad que sea posible

suministrar a las Unidades de Central Eléctrica que posean los contratos de suministro

firme; y,

(b) La cantidad que resulte después de satisfacer los requerimientos de suministro firme

definirá la limitación que deberá considerarse para las Unidades de Central Eléctrica

despachables en la Planeación Operativa de Corto Plazo. El presente Manual no tiene el

alcance de determinar la asignación del energético para estas Unidades de Central

Eléctrica.


4.1.5 El CENACE definirá el horizonte de Planeación Operativa de Corto Plazo en intervalos horarios

para cada día de los siguientes siete días; cualquier condición operativa fuera de este horizonte, no

será considerado por el modelo.

4.1.6 El modelo AU-CHT fijará las variables enteras de las Unidades de Central Eléctrica en operación

resultantes de la asignación y posteriormente resolverá el problema lineal para obtener los valores

de los Precios Sombra de las restricciones que representan las limitaciones de los Recursos de

Energía Limitada.

4.1.7 Adicionalmente a lo descrito en el Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo, el modelo AU-

MDA obtendrá los valores de los Precios Sombra de las restricciones que representan las

limitaciones de los Recursos de Energía Limitada, los cuales serán utilizados para el cálculo de

Costos de Oportunidad en el Mercado de Tiempo Real.

4.1.8 El valor del Precio Sombra indicará la sensibilidad de la función objetivo del modelo respecto a un

cambio marginal en la limitación de energía; para el conjunto de restricciones activas del modelo

resultará un valor distinto de cero para el Precio Sombra asociado, mientras que para el resto de

restricciones del modelo resultará un valor igual a cero.

4.1.9 El Precio Sombra calculado deberá estar dado en $/MMBtu o $/Gcal para las unidades de central

térmica y en $/MWh para el resto de los Recursos de Energía Limitada.

4.2 Asignación de Unidades de Central Eléctrica de Horizonte Extendido

4.2.1 La función objetivo del modelo AU-CHT será maximizar el Excedente Económico Total del sistema

para todas las horas en el horizonte de Planeación Operativa de Corto Plazo, de conformidad con

lo siguiente:

(a) Determinar el programa de arranques y paros para las Unidades de Central Eléctrica cuyos

tiempos de notificación para arrancar son iguales o mayores que 7 horas;

(b) Determinar las Unidades de Central Eléctrica que deben ser declaradas por el CENACE con

estatus de “asignación y despacho fuera de mérito por Confiabilidad” en la última hora del

Día de Operación, para evitar que en el Mercado del Día en Adelanto se tomen decisiones

económicamente ineficientes, debido a la falta de visibilidad posterior al Día de Operación,

como podrían ser:

(i) Parar una Unidad de Central Eléctrica al final del Día de Operación que pudiera

requerirse para el siguiente Día de Operación y que no se podría arrancar

oportunamente;

(ii) Parar una Unidad de Central Eléctrica al final del Día de Operación que pudiera

requerirse para el siguiente Día de Operación cuando sería más económico dejarla

en operación para evitar otro costo de arranque; o,

(iii) No arrancar una Unidad de Central Eléctrica con costos de arranque altos, porque

requeriría acumular los beneficios de más de un día para justificarlo.

(c) Acoplar las decisiones de la Planeación Operativa de Corto Plazo para los Embalses en las

Cuencas principales, con las decisiones diarias del Mercado del Día en Adelanto, mediante

el cálculo del Precio Sombra y de un límite máximo diario a la energía generada en cada

grupo de Unidades de Central Eléctrica que toman agua del mismo Embalse; y,

(d) Proveer a los Participantes del Mercado el Precio Sombra relacionado con las limitaciones

de los Recursos de Energía Limitada que representan.

4.2.2 El CENACE preparará con antelación los siguientes insumos de información, a fin de utilizarlos en

la Asignación de Unidades de Central Eléctrica de Horizonte Extendido:

(a) Información actualizada del programa de Salidas de las Unidades de Central Eléctrica del

SIASAM;

(b) Información de los Parámetros de Referencia de cada Unidad de Central Eléctrica, la cual




(iii) Parámetros de la función de producción – cantidad de combustible, en términos

brutos y netos; y,


(c) Tipos de combustibles. Actualizaciones semanales a las políticas de hidraulicidad

contenidas en el Plan Nacional Hídrico, las curvas de guía de centrales programables y la

Política de Operación del Sistema Hidráulico de los Embalses para el horizonte de

Planeación Operativa de Corto Plazo. Para cada Embalse se considerará una de las 5

políticas siguientes, la cual será respetada tomando en cuenta el balance hidráulico, tanto

en el embalse como en la cuenca propia:

(i) Mínima extracción;

(ii) Máxima extracción;

(iii) Cota final fija;

(iv) Volumen a turbinar fijo; y,

(v) Energía fija.

(d) Información sobre las aportaciones de agua de los Embalses determinadas en la Planeación

Operativa de Mediano Plazo;

(e) Modelo abstracto de la red de transporte de gas natural definido por el CENAGAS, el cual

se utilizará en los modelos de asignación de Unidades de Central Eléctrica del Mercado de

Energía de Corto Plazo e incluirá los siguientes elementos y parámetros:

(i) Nodos de inyección de gas natural;

(ii) Nodos de extracción de gas natural, para usos distintos a la generación de energía

eléctrica;

(iii) Nodos de extracción para generación de energía eléctrica;

(iv) Zonas de suministro de gas natural (nodo de transbordo);

(v) Arcos de transporte de gas natural, los cuales se caracterizarán mediante los

siguientes parámetros:

(A) Nodo origen;

(B) Nodo destino; y,

(C) Capacidad de transporte expresada en millones de pies cúbicos.

(vi) Cada nodo de extracción será el destino de un arco de transporte que tendrá su

origen en alguna zona de suministro; y,

(vii) Cada nodo de inyección será el origen de un arco de transporte que tendrá su

destino en alguna zona de suministro.

(f) Información que los Shippers proporcionarán diariamente al CENACE, la cual incluye, pero

no se limita a lo siguiente:

(i) Volúmenes de inyección de gas natural, por día y por nodo de inyección para los

siguientes 7 días, expresados en millones de pies cúbicos;

(ii) Volúmenes de extracción de gas natural, por día y por cada nodo de extracción que

esté designado para usos distintos a la generación de energía eléctrica para los

siguientes 7 días, expresados en millones de pies cúbicos;

(iii) Relación de nodos de extracción y de nodos de inyección entre los que deberá

lograrse el balance agregado diario de inyección y extracción;

(iv) Con respecto al inciso anterior, cuando un Shipper defina una relación de nodos

entre los que deberá lograrse un balance, tal que entre los nodos de extracción sólo

se incluyan los designados para usos distintos a la generación eléctrica, deberá

asegurarse que sus inyecciones y extracciones cumplen con el balance diario.

(g) Información de suministro de combustibles líquidos y carbón, la cual deberá ser

proporcionada diariamente al CENACE por los Participantes del Mercado cuyas unidades

de central térmica estén catalogadas como Recursos de Energía Limitada, la cual incluye,

pero no se limita a lo siguiente:

(i) Volumen mínimo y máximo disponible para una Unidad de Central Eléctrica o grupo

de Unidades de Central Eléctrica;

(ii) Días en los cuales aplican las restricciones de volumen; y,

(iii) Número de días de autonomía de cada inventario.


(h) Pronósticos de demanda, de conformidad con lo establecido en el Manual de Pronósticos;

(i) Estimación de energía de generación de fuentes firmes o intermitentes no-despachables,

mediante las ofertas de programa fijo, en los términos establecidos en el Manual de

Mercado de Energía del Corto Plazo, la cual incluye, pero no se limita a lo siguiente:


Legados;

(ii) Generación unidades de central hidroeléctrica de baja capacidad;

(iii) Generación de unidades de central eólica;

(iv) Generación de unidades de central fotovoltaica;

(v) Generación de unidades de central geotérmica; y,

(vi) Generación de unidades de central nuclear.

(j) Información actualizada publicada por la SEMARNAT relacionada con el tipo y volumen de

emisiones de contaminantes, que limiten la generación de unidades de central térmica en el

horizonte de Planeación Operativa de Corto Plazo. En caso de que los Participantes del

Mercado reciban una instrucción directa por parte de la SEMARNAT, ellos serán

responsables de notificar la información correspondiente al CENACE;

(k) Topología esperada de la Red Nacional de Transmisión;

(l) Límites horarios de transmisión para todo el horizonte de Planeación Operativa de Corto

Plazo;

(m) Ofertas de venta de energía y Servicios Conexos, de conformidad con lo establecido en el

Manual del Mercado de Energía del Corto Plazo;

(n) Límites diarios de energía por grupo de Unidades de Central Eléctrica con tecnología

térmica;

(o) Ofertas de exportación e importación;

(p) Estatus de operación obligada de Unidades de Central Eléctrica por cuestiones de

Confiabilidad;

(q) Condiciones iniciales de las Unidades de Central Eléctrica y del sistema hídrico;

(r) Capacidad que debe reservar cada Unidad de Central Eléctrica o Recurso de Demanda

Controlable Garantizada para proveer cada uno de los Servicios Conexos que forman parte

del Mercado Eléctrico Mayorista;

(s) Política de Operación del Sistema Hidráulico de los Embalses;

(t) Modelo detallado del Sistema Hidráulico:

(i) Conectividad de los embalses;

(ii) Modelos de generación hidroeléctrica;

(iii) Modelos de nivel – volumen;

(iv) Modelos de nivel de desfogue; y,

(v) Modelos de pérdidas en conductos.

(u) Límites de niveles en los Embalses;

(v) Límites de turbinados en las Vías de Red Hidráulica;

(w) Decisiones programadas de vertidos o derrames en las Vías de Red Hidráulica; y,

(x) Valores esperados de aportaciones en los Embalses.







4.2.4 Si la información de inyección de gas natural a la Unidad de Central Eléctrica llega antes de las

12:00 horas, el CENACE generará Precios Sombra para los Recursos de Energía Limitada

correspondientes, 48 horas antes del Día de Operación que corresponda.

4.2.5 El CENACE interpretará las limitaciones ambientales mencionadas en el numeral 4.2.2(j) de tal

forma que para cada grupo de unidades de Central Eléctrica restringidas asignará un límite

máximo de energía en MWh.

4.2.6 El CENACE deberá reportar a la Unidad de Vigilancia del Mercado observaciones a la información

que recopile o que a su criterio considere inconsistente. El reporte deberá especificar la fuente de

información y la estrategia que utilizará para completar o sustituir dicha información.

4.2.7 El CENACE deberá incluir en el modelo AU-CHT las restricciones sobre las variables de decisión

en los términos descritos en el numeral 3.7.6 del Manual del Mercado de Energía del Corto Plazo.

4.2.8 El CENACE deberá utilizar en el modelo AU-CHT las restricciones de limitación de energía de los

Recursos de Energía Limitada entre los que se encuentran los grupos de unidades de central

hidroeléctrica con Embalse, las unidades de central térmica con limitaciones en la disponibilidad de

combustible, así como los Recursos de Demanda Controlable Garantizada, los Equipos de

Almacenamiento de Energía y las unidades de central térmica con limitaciones periódicas de

emisiones. Dichas restricciones serán definidas por el CENACE para cada día del horizonte de

Planeación Operativa de Corto Plazo.

4.2.9 La solución del modelo AU-CHT determinará para cada hora de los siguientes 7 días, lo siguiente:

(a) Arranque, paro y configuración de las Unidades de Central Eléctrica cuyo estatus de

asignación es económico;

(b) Capacidad de generación asignada de las Unidades de Central Eléctrica;

(c) Energía asignada de importación y exportación;

(d) Capacidad que debe reservar cada Unidad de Central Eléctrica o Recurso de Demanda

Controlable Garantizada para proveer cada uno de los Servicios Conexos que forman parte

del Mercado Eléctrico Mayorista;

(e) Volúmenes de agua turbinados;

(f) Volúmenes de agua en los Embalses;

(g) Energía diaria en MWh asignada a cada Embalse; y,

(h) Precios Sombra de las restricciones de limitación de energía semanal.

4.3 Reportes

4.3.1 El CENACE deberá realizar el reporte de los Precios Sombra correspondientes al modelo AU-CHT

de la Planeación Operativa de Corto Plazo de acuerdo con el programa de actividades presentado

en la Tabla 6.

Tabla 6. Programa de actividades para la Planeación Operativa de Corto Plazo

Actividad Entregables Hora inicio Hora fin

1 Preparar

información

Solicitud y entrega de

insumos 08:00 10:00

2

Realizar la

Planeación

Operativa de Corto

Plazo

Base de datos actualizada y

ejecución válida del modelo

AU-CHT

09:00 22:00

3 Publicar resultados Reportes de Precios Sombra 20:00 23:00

4.3.2 El CENACE deberá reportar diariamente el proceso de Asignación de Unidades de Central

Eléctrica de Horizonte Extendido para los siguientes siete días de los tres sistemas

interconectados. Los resultados de dicha asignación serán publicados por el CENACE en el área

certificada del Sistema de Información del Mercado antes del cierre de recepción de ofertas del

Mercado del Día de Adelanto y deberán contener lo siguiente:


(a) Cantidades de energía diaria asignada, en MWh, que corresponden con las limitaciones

energéticas de las unidades de central hidroeléctrica clasificadas como Recursos de

Energía Limitada;

(b) Precio sombra, en $/MWh, para cada una de las unidades de central hidroeléctrica

clasificadas como Recursos de Energía Limitada;

(c) Limitación energética diaria, en MMBtu o Gcal, del combustible limitado de las unidades de

central térmica con restricciones de consumo, de disponibilidad de combustible o de

limitaciones por emisiones contaminantes;

(d) Precio sombra, en $/MMBtu o $/Gcal, de las unidades de central térmica con restricciones

de consumo, de disponibilidad de combustible o de limitaciones por emisiones de

contaminantes;

(e) Limitación energética diaria, en MWh que el Recurso de Demanda Controlable Garantizada

deberá respetar;

(f) Precio Sombra, en $/MWh, de los Recursos de Demanda Controlable Garantizada;

(g) Cantidades de energía diaria, en MWh que los Equipos de Almacenamiento de Energía

aportarán al sistema; y,

(h) Precio Sombra, en $/MWh, asociado con la energía aportada al sistema por el Equipo de

Almacenamiento de Energía.

Capítulo 5

Costos de Oportunidad


5.1.1 Como resultado de la solución de los modelos de la Planeación Operativa de Mediano Plazo y de

la Planeación Operativa de Corto Plazo, el CENACE obtendrá los Precios Sombra asociados con

las restricciones energéticas de los Recursos de Energía Limitada. El Precio Sombra representará

el costo de no contar con el recurso energético en el futuro, si éste se usara en el Día de

Operación.

5.1.2 Para el caso de las unidades de central térmica clasificadas como Recursos de Energía Limitada,

el Precio Sombra obtenido estará en función de las unidades del combustible correspondiente, por

tanto, se tendrá que utilizar el valor de régimen térmico o relación de transformación de la energía

primaria en eléctrica para trasladar las unidades del Precio Sombra a $/MWh.

5.1.3 El Participante del Mercado deberá determinar el Costo de Oportunidad de su Recurso de Energía

Limitada mediante la suma de su costo variable de producción más el Precio Sombra que

corresponde a la restricción que presente el mismo.

5.1.4 La Oferta Basada en Costos de Oportunidad representará la oferta económica del Recurso de

Energía Limitada en el Mercado de Energía de Corto Plazo y tendrá la propiedad de asegurar que

el proceso de optimización del despacho obtenga un resultado que no exceda la cantidad máxima

de energía del Recurso de Energía Limitada en el horizonte de Planeación Operativa, siempre y

cuando las condiciones coincidan con las premisas consideradas al realizar el cálculo de los

Precios Sombra.

5.1.5 Los siguientes ejemplos ilustran de una manera simple el concepto del cálculo de Costos de

Oportunidad para Recursos de Energía Limitada:

(a) El ejemplo 5.1 muestra la deducción matemática de los Costos de Oportunidad a partir de

un problema de despacho que maximiza el Excedente Económico Total.

(b) El ejemplo 5.2 resuelve un problema sin restricciones de energía utilizado como caso base

con el que se desarrolla el resto de los ejemplos. Este problema también es llamado

despacho desacoplado, al no tener restricciones que correlacionen las decisiones entre los

diferentes periodos en los que se subdivide el horizonte de Planeación Operativa.

(c) El ejemplo 5.3 ilustra la obtención de los Costos de Oportunidad en un problema que

resuelve el despacho en una Unidad de Central Eléctrica con restricción de energía

disponible. El ejemplo comprueba la utilidad del Costo de Oportunidad para representar en

un despacho desacoplado la restricción de energía máxima disponible para la Unidad de

Central Eléctrica.


(d) El ejemplo 5.4 ilustra el efecto provocado por una limitación energética que es común a dos

unidades de central térmica. El ejemplo utiliza el Precio Sombra asociado a dicha limitación

común para las dos unidades para calcular sus Costos de Oportunidad correspondientes.

(e) El ejemplo 5.5 ilustra la deducción matemática de un problema de despacho con Recursos

de Demanda Controlable Garantizada. El Precio Sombra relacionado con la restricción

energética del Recurso de Demanda Controlable es utilizado junto con su oferta de venta

para calcular el Costo de Oportunidad correspondiente.

(f) Los ejemplos 5.6 y 5.7 ilustran el concepto de Costos de Oportunidad para Equipos de

Almacenamiento de Energía.


Ejemplo 5.3

Despacho con restricción de energía disponible en una Unidad de Central Eléctrica

Primera Parte: Al problema del ejemplo 5.2 se le agrega una restricción relacionada con la energía máxima

que puede entregar la Unidad de Central Eléctrica u1 en todo el horizonte de Planeación Operativa de tal

forma que ésta no exceda de un valor igual a 680 MWh. Los resultados que maximizan el Excedente

Económico Total se muestran en las tablas 5.6 y 5.7.

Tabla 5.6

Centros de

Carga

Demanda atendida por periodo

(MWh/h) Energía consumida

Total

(MWh)

Monto

dispuesto a

pagar por

energía

($)

c1 100 90 30 1700 $7,607.50

c2 120 80 40 1680 $7,518.00

Total 220 170 70 3,380 $15,125.50

Tabla 5.7

Unidades de

Central

Eléctrica

Potencia entregada por periodo (MWh/h) Energía entregada

Total (MWh)

Costo de

producción

($)

u1 40 40 5 680 $2,062.36

u2 65 65 65 1,560 $5,188.72

u3 115 65 0 1,140 $4,807.71

Total 220 170 70 3,380 $12,058.79

En este caso el máximo Excedente Económico Total es:

F* = $15,125.50 - $12,058.79 = $3,066.71

La restricción energética agregada en este problema está activa, es decir, en todo el horizonte de estudio se agota la energía que la unidad u1 puede disponer. Bajo esta circunstancia, se obtiene como resultado de la optimización del problema, un Precio Sombra con valor de 1.06746 $/MWh. El Costo de Oportunidad de

la Unidad de Central Eléctrica u1 se obtiene sumando el Precio Sombra resultante , a su respectiva función de costo de producción fu1(g), el cual quedaría expresado a través de la siguiente función:

(5.9)

Segunda parte: Despacho sin restricción de energía (desacoplado) usando el Costo de Oportunidad.

Para ilustrar la utilidad del Costo de Oportunidad de la Unidad de Central Eléctrica u1 en la oferta de venta

de dicha unidad, se retoma el problema planteado en el ejemplo 5.2, que no considera la restricción

energética.


Para este nuevo caso, en lugar de la función de costo de producción de la Unidad de Central Eléctrica u1,

mostrada en la Tabla 5.1 se considerará el Costo de Oportunidad de la ecuación (5.9), pero el problema

representado no considerará restricciones de energía para ninguna de sus unidades (problema

desacoplado). Los resultados del problema planteado se muestran en las tablas 5.8 y 5.9.

Tabla 5.8

Centros de

Carga


(MWh/h) Energía consumida

Total (MWh)

Monto

dispuesto a

pagar por

Energía ($)

c1 100 90 30 1,700 $7,607.50

c2 120 80 40 1,680 $7,518.00

Total 220 170 70 3,380 $15,125.50

Tabla 5.9

Unidades de

Central

Eléctrica

Potencia entregada por periodo (MWh/h)

Energía entregada

Total (MWh)

Costo de

producción ($)

u1 40 40 5 680 $2,788.23

u2 65 65 65 1,560 $5,188.72

u3 115 65 0 1,140 $4,807.71

Total 220 170 70 3,380 $12,784.66

En este caso F** es:

F** = $15,125.50 - $12,784.66 = $2,340.84

Para obtener el máximo Excedente Económico Total es necesario agregar el término constante

mostrado en la ecuación (5.8) que corresponde a la energía disponible multiplicada por su Precio Sombra:

(5.10)

Como se observa en la expresión (5.10), el planteamiento en la segunda parte del ejemplo no afecta para

nada al Excedente Económico Total que se obtiene, por tanto, el máximo Excedente Económico Total

obtenido para ambas partes es el mismo.

De los resultados obtenidos se observa que la consideración del Costo de Oportunidad conduce a la misma

solución del problema con limitación energética que se plantea en la primera parte de este ejemplo.

Ejemplo 5.4

Despacho con limitación en la disponibilidad de combustible común a dos Unidades de Central


Eléctrica

Primera Parte: Para obtener los consumos de combustible correspondientes al despacho de generación del ejemplo 5.2, son necesarias las relaciones de transformación de energía primaria para las Unidades de Central Eléctrica u2 y u3, que en el caso de las unidades de central térmica corresponden con sus valores de régimen térmico; para el presente ejemplo se utilizarán los mostrados en la tabla siguiente:

Tabla 5.10

Unidades de Central

Eléctrica

Energía entregada Total (MWh)

Régimen térmico

(MMBtu/MWh)

Consumo

Combustible

(MMBtu)

u2 1,280 7.583 9,706.24

u3 1,140 9.478 10,804.92

Total 2,420 20,511.16

Suponga que a este problema se le agrega una limitación energética de 19,500 MMBtu relacionada con el combustible máximo en MMBtu del que pueden disponer las Unidades de Central Eléctrica u2 y u3 en todo

el horizonte de Planeación Operativa . Los resultados del problema planteado se muestran en las tablas siguientes:

Tabla 5.11

Centros de

Carga


(MWh/h) Energía

consumida

(MWh)

Monto dispuesto a

pagar por Energía

($)

c1 99.21 90 30 1,698.41 $7,600.40

c2 70.38 79.58 40 1,574.90 $7,047.69

Total 169.59 169.58 70.00 3,273.31 $14,648.09

Tabla 5.12

Unidades de

Central

Eléctrica

Potencia entregada por

periodo (MWh/h)

Energía

Entregada

(MWh)

Consumo de

combustible

(MMBtu)

Costo de

Producción ($)

u1 40 40 40 960 0 $2,921.09

u2 65 65 30 1,280 9,706.24 $4,241.11

u3 64.59 64.58 0 1,033.32 9,793.76 $4,340.83

Total 169.59 169.58 70 3,273.32 19,500 $11,503.03

En este planteamiento el máximo Excedente Económico Total es:

F* = $14,648.09 - $11,503.03 = $3,145.06

La restricción relacionada con la limitación en la disponibilidad del combustible agregada está activa, es decir, la demanda es atendida sin rebasar la cantidad disponible de combustible que las Unidades de Central Eléctrica u2 y u3 pueden utilizar para su consumo en todo el horizonte de estudio. Esta limitación provoca que las Unidades de Central Eléctrica no puedan atender la demanda de los Centros de Carga de

50.42 MW y 0.42 MW en los periodos respectivamente. En el periodo la demanda de energía se satisface completamente, esto es debido a que los términos cuadráticos de las expresiones de costo hacen que sea más cara la generación en los periodos con mayor demanda.

Después de la optimización del problema, se obtiene un Precio Sombra con valor de 0.01828 $/MMBtu. Como la restricción está asociada con la limitación en la fuente que suministra combustible a las Unidades de Central Eléctrica u2 y u3, el Precio Sombra afectará a las dos Unidades de Central Eléctrica. El Costo de Oportunidad con el que las Unidades de Central Eléctrica u2 y u3 deberán presentar su oferta de venta en el Mercado de Energía de Corto Plazo se calcula sumando al costo de producción de la energía el precio sombra resultante multiplicado por el respectivo valor del régimen térmico de cada unidad RTui, conforme a la expresión (5.11).

(S

egun

da S

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) D

IAR

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L

un

es 16

de o

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01

7

Ejemplo 5.7

Costos de Oportunidad para Equipos de Almacenamiento de Energía

Como complemento al ejemplo anterior, se presenta a continuación un caso en el que se determina el valor numérico del Costo de Oportunidad para un Equipo

de Almacenamiento de Energía, cuyos parámetros se muestran en la tabla siguiente:

Se toma como supuesto que el Equipo de Almacenamiento de Energía está en modo “paro” en el inicio del horizonte de despacho y que posee una energía

almacenada de 800 MWh, suficiente para operar en modo “genera” por dos periodos de cuatro horas, a plena capacidad. El Partic ipante del Mercado que

representa el Equipo de Almacenamiento de Energía establece que desea contar con 800 MWh de almacenamiento al final del horizonte de despacho.

Este ejemplo se plantea para un horizonte de despacho de dos días de duración, que se subdivide en 12 periodos de 4 horas. Se consideran dos Unidades de

Central Eléctrica cuyos parámetros se definen en la tabla siguiente:

L

un

es 16

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5.2 Costos de Oportunidad a 36 meses

5.2.1 El CENACE obtendrá los Costos de Oportunidad a 36 meses a partir de la solución al modelo de la Planeación Operativa de Mediano Plazo del Sistema Eléctrico Nacional.

5.2.2 Los Precios Sombra asociados a las restricciones energéticas obtenidos como resultado de la Planeación Operativa de Mediano Plazo se deberán utilizar para calcular los Costos de Oportunidad a 36 meses de los Recursos de Energía Limitada.

5.2.3 Los Costos de Oportunidad a 36 meses que se determinen para los Recursos de Energía Limitada en los términos del numeral 5.2.2, así como las cantidades mensuales estimadas de energía para ser generadas por dichos recursos, serán un insumo para la Planeación Operativa de Corto Plazo que realice el CENACE.

5.2.4 En la Planeación Operativa de Corto Plazo cuyo horizonte de planeación será de hasta 7 días, se deberá conservar la restricción de energía asignada en términos semanales a las centrales hidroeléctricas que cuenten con capacidades de regulación mayor o igual a una semana.

5.2.5 El CENACE podrá modificar la asignación de energía a la que se hace referencia en el numeral 5.2.4, cuando sea necesario atender restricciones específicas de uso de los recursos hídricos que pudiera establecer la CONAGUA. En esos casos, no se deberán modificar los Costos de Oportunidad a 36 meses.

5.2.6 La Oferta Basada en Costos de Oportunidad a 36 meses de los Recursos de Energía Limitada podría utilizarse, a criterio del CENACE, en el Mercado del Día en Adelanto, como una alternativa a falta de la oferta que se construye a partir de la Planeación Operativa de Corto Plazo a 7 días.

5.3 Costos de Oportunidad a 7 días

5.3.1 El CENACE obtendrá los Precios Sombra a 7 días a partir de la solución al modelo AU-CHT de la Planeación Operativa de Corto Plazo.

5.3.2 Los Precios Sombra asociados a las restricciones energéticas obtenidos como resultado de la Planeación Operativa de Corto Plazo a 7 días se deberán utilizar para calcular los Costos de Oportunidad a 7 días de los Recursos de Energía Limitada.

5.3.3 Los Costos de Oportunidad a 7 días, para el caso de los Recursos de Energía Limitada que fueron considerados en la Planeación Operativa de Mediano Plazo, se determinarán mediante la suma de sus costos variables de operación, el Precio Sombra que se haya obtenido en la Planeación Operativa de Mediano Plazo y el Precio Sombra obtenido en la solución del modelo AU-CHT. El primero de estos Precios Sombra representa el costo de no disponer del Recurso de Energía Limitada en el mediano plazo, si éste fuese utilizado en el corto plazo. El segundo representa el costo de no disponer del Recurso de Energía Limitada en el resto de los siete días.

5.3.4 Durante la ejecución del Mercado del Día en Adelanto, el CENACE deberá conservar la restricción de energía diaria asignada a las unidades de central hidroeléctrica, cuyos valores, al igual que los correspondientes Precios Sombra, deberán provenir de los resultados obtenidos tras la ejecución de la Asignación de Unidades de Central Eléctrica de Horizonte Extendido a 7 días. Lo anterior implica que los Costos de Oportunidad a 7 días no relajarán la restricción de energía disponible en los Embalses, con lo que se podrá asegurar que ante cualquier cambio en los escenarios de estudio se sigan respetando dichas limitaciones.

5.3.5 Durante la ejecución del Mercado del Día en Adelanto, el CENACE deberá conservar las restricciones diarias de disponibilidad de combustible en las unidades de central térmica que las hayan presentado para asegurar que ante cualquier cambio eventual en los escenarios de estudio se sigan respetando dichas limitaciones.

5.3.6 En caso que una limitación en la disponibilidad de combustible afecte tanto a Unidades de Central Eléctrica con volúmenes de suministro firme como a Unidades de Central Eléctrica sin compromiso de suministro firme, se dará prioridad de suministro a las primeras, de conformidad con lo establecido en el Manual de Coordinación de Gas Natural. La cantidad de combustible que resulte después de satisfacer los requerimientos de suministro firme definirá la limitación que deberá considerarse durante la ejecución del Mercado del Día en Adelanto.

5.4 Mercado del Día en Adelanto

5.4.1 Los Participantes del Mercado deberán calcular los Costos de Oportunidad a utilizarse en las ofertas del Mercado del Día en Adelanto por sus Recursos de Energía Limitada a partir de los resultados del modelo AU-CHT.

5.4.2 De acuerdo con los procedimientos descritos en el Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo, los Participantes del Mercado deberán presentar las Ofertas Basadas en Costos de Oportunidad de los Recursos de Energía Limitada que representan en el Mercado del Día en Adelanto.


5.4.3 El CENACE deberá calcular las ofertas por omisión de Costos de Oportunidad del Recurso de Energía Limitada para el que los Participantes del Mercado no presenten ofertas de venta o en caso de que las ofertas de venta no cumplan con las disposiciones del Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo. Dicho cálculo deberá realizarse a partir de los Precios Sombra asociados a la limitación, los cuales se obtienen como resultado de la optimización de la Planeación Operativa más los costos variables registrados en sus Parámetros de Referencia.

5.5 Mercado de Tiempo Real

5.5.1 Dentro de los resultados obtenidos de la optimización del modelo AU-MDA, se encontrarán los Precios Sombra asociados a las restricciones de los Recursos de Energía Limitada, los cuales se deberán sumar a sus costos variables de operación y los Precios Sombra calculados anteriormente para calcular los Costos de Oportunidad que deberán presentar los Participantes del Mercado en las ofertas del Mercado de Tiempo Real de sus Recursos de Energía Limitada.

5.5.2 El modelo AU-TR utilizará los Costos de Oportunidad mencionados en el numeral 5.5.1 para determinar la generación en el Mercado de Tiempo Real, de conformidad con lo establecido en el Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo.

5.5.3 La oferta de Costo de Oportunidad a 7 días de los Recursos de Energía Limitada podría utilizarse en el Mercado de Tiempo Real, a criterio del CENACE, como una alternativa a falta de la oferta mencionada en el numeral 5.5.1.

5.5.4 El CENACE deberá calcular las ofertas por omisión de Costos de Oportunidad del Recurso de Energía Limitada para el que los Participantes del Mercado no presenten ofertas de venta o en caso de que las ofertas de venta no cumplan con las disposiciones del Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo. Dicho cálculo deberá realizarse a partir de los Precios Sombra asociados a la limitación, los cuales se obtienen como resultado del modelo AU-MDA.

Capítulo 6

Publicación de la información


6.1.1 El CENACE deberá facilitar a través del sitio de internet del Sistema de Información del Mercado, la información relacionada con el proceso de cálculo de los Precios Sombra, relativa a los modelos utilizados para el cálculo, los insumos necesarios para los cálculos y los resultados de los mismos.

6.1.2 La información del módulo de operación del Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema de Información del Mercado relacionada con los Costos de Oportunidad de los Recursos de Energía Limitada será de acceso confidencial y la información relacionada con los Precios Sombra será de acceso público.

6.2 Publicación de los Precios Sombra

6.2.1 La información relacionada con el Precio Sombra de los Recursos de Energía Limitada contenida en el módulo de operación del Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema de Información del Mercado deberá incluir lo siguiente:

(a) Precio Sombra en $/MWh utilizado en las ofertas económicas incrementales que los Recursos de Energía Limitada presentan para el Mercado del Día en Adelanto y el Mercado de Tiempo Real. El periodo de publicación será de sesenta días naturales después del Día de Operación correspondiente; y,

(b) Modelos utilizados para el cálculo de los Precios Sombra de los Recursos de Energía Limitada. El periodo de publicación será de siete días después de su utilización. El CENACE deberá publicar las actualizaciones realizadas sobre los modelos tomando en cuenta, mediante control de cambios, a partir de qué fechas aplican dichas actualizaciones.

6.3 Estructura de la Información

6.3.1 El formato de la publicación del Precio Sombra utilizado en las ofertas económicas incrementales de los Recursos de Energía Limitada, será un archivo digital descargable en formato CSV, PDF o HTML con la siguiente estructura:

(a) Información tabular de los Precios Sombra que utilizarán los Participantes del Mercado para presentar Ofertas Basadas en Costos de Oportunidad en el Mercado del Día en Adelanto y en el Mercado de Tiempo Real;

(b) Fecha y hora del mercado al que aplica (por ejemplo, MDA 220915 Hora Terminada 12); y,

(c) Código de identificación de la Unidad de Central Eléctrica o Recurso de Demanda Controlable Garantizada.

6.3.2 El formato de la publicación los modelos completos utilizados para el cálculo de los Precios Sombra de los Recursos de Energía Limitada será un archivo digital descargable en formato CSV, PDF o HTML.


Capítulo 7

Disposiciones transitorias

7.1 Disposiciones transitorias

7.1.1 El presente Manual entrará en vigor a partir de 180 días posteriores a su publicación en el Diario

Oficial de la Federación y deberá observar las siguientes disposiciones transitorias:

(a) El CENACE podrá utilizar la Coordinación Hidrotérmica Multimensual Estocástica para

realizar la Planeación Operativa de Mediano Plazo en cuanto el modelo esté habilitado. El

CENACE propondrá un periodo de tiempo de transición entre el uso de la Coordinación

Hidrotérmica Multimensual Determinista y la Coordinación Hidrotérmica Multimensual

Estocástica. El CENACE deberá iniciar el uso de la Coordinación Hidrotérmica Multimensual

Estocástica en no más de tres años posteriores a la fecha de la publicación de este Manual

en el Diario Oficial de la Federación;

(b) En tanto no haya Precios Sombra publicados, el CENACE deberá realizar la planeación

óptima de los Recursos de Energía Limitada utilizando los modelos que garanticen la

eficiencia económica del sistema;

(c) Se deberá realizar la actualización de la definición de Costos de Oportunidad descrita en el

Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo para mantener congruencia con lo descrito

en el presente Manual, en el cual se define el concepto y se describen ejemplos de su uso.

En tanto no se modifique el Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo, los conceptos

de Precios Sombra y de Costo de Oportunidad a utilizarse serán los descritos en este

Manual;

(d) Mientras los Recursos de Demanda Controlable Garantizada y los Equipos de

Almacenamiento de Energía no alcancen capacidades agregadas que sean significativas,

no se considerarán en la Planeación Operativa de Mediano Plazo. El CENACE determinará

cuando dichas capacidades sean significativas y en tal caso, el CENACE emitirá la Guía

Operativa correspondiente; y;

(e) En el mercado de SEGUNDA ETAPA, el CENACE evaluará los Recursos de Demanda

Controlable Garantizada que deban ser considerados como Recursos de Energía Limitada y

calculará los Costos de Oportunidad correspondientes.

7.1.2 Los plazos de las disposiciones transitorias podrán reducirse en caso de que el CENACE cuente

con la normatividad, desarrollos tecnológicos, procesos operativos y todo el soporte que le

permita cumplir anticipadamente con las disposiciones del presente Manual, en cuyo caso lo

comunicará a los Participantes con un plazo mínimo de 10 días.

7.1.3 No habrá excepción para el cumplimiento de las disposiciones del presente Manual salvo el caso

de las disposiciones transitorias descritas en el presente capítulo.

7.1.4 En cumplimiento a lo establecido en el artículo Quinto del “Acuerdo que fija los lineamientos que

deberán ser observados por las dependencias y organismos descentralizados de la

Administración Pública Federal, en cuanto a la emisión de los actos administrativos de carácter

general a los que les resulta aplicable el artículo 69-H de la Ley Federal de Procedimiento

Administrativo”, y a efectos de dar cumplimiento al mismo se señala lo siguiente:

(a) Se realizarán las acciones necesarias para derogar el trámite denominado “Solicitud de

Estudio de Impacto en el Sistema para la Interconexión de Centrales Eléctricas mayores a

10 MW, con homoclave CENACE-00-003-A, incluido en los "Criterios mediante los que se

establecen las características específicas de la infraestructura requerida para la

Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga", emitidos por el

CENACE. Lo anterior, debido a la emisión del Manual de Interconexión de Centrales

Eléctricas y Conexión de Centros de Carga; y;

(b) Se realizarán las acciones necesarias para derogar el trámite denominado “Solicita el

Estudio de Instalaciones para la Interconexión de Centrales Eléctricas mayores a 10 MW”,

con homoclave CENACE-00-004-A, incluido en los "Criterios mediante los que se

establecen las características específicas de la infraestructura requerida para la

Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga", emitidos por el

CENACE. Lo anterior, debido a la emisión del Manual de Interconexión de Centrales

Eléctricas y Conexión de Centros de Carga.

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segunda seccion poder ejecutivo secretaria de energia · lunes 16 de octubre de 2017 diario oficial...

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